Stowarzyszenie Elektryków Polskich

Centralny Ośrodek Szkolenia i Wydawnictw

Warszawa 2018

1

EGZAMIN KWALIFIKACYJNY

ELEKTRYKÓW (D i E)

W PYTANIACH I ODPOWIEDZIACH

Zeszyt

8

Aparatura kontrolno-pomiarowa oraz urządzenia

i instalacje automatycznej regulacji, sterowania

i zabezpieczeń urządzeń elektroenergetycznych

Publikacja zatwierdzona

przez

Centralną Komisję Uprawnień Zawodowych SEP

Opracował: dr inż. Jan Strojny
Recenzent: dr inż. Jan Strzałka

Utwór w całości ani we fragmentach nie może być powielany
ani rozpowszechniany za pomocą urządzeń elektronicznych, mechanicznych,
kopiujących, nagrywających i innych, w tym również nie może być umieszczany
ani rozpowszechniany w postaci cyfrowej zarówno w Internecie,
jak i w sieciach lokalnych bez pisemnej zgody posiadacza praw autorskich.

© Copyright by
Stowarzyszenie Elektryków Polskich
Centralny Ośrodek Szkolenia i Wydawnictw
ul. Świętokrzyska 14
00-050 Warszawa
tel./fax: [phone]
www.cosiw.pl
e-mail: [e-mail]

Wydanie II poprawione

Warszawa 2018

ISBN 978-83-61163-76-3

3

SPIS TREŚCI

I. Układy aparatury kontrolno-pomiarowej w energetyce ....................... 5
II. Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa ............................. 13
III. Automatyka przemysłowa i montaż aparatury ....................................... 19
IV. Zasady eksploatacji .................................................................................... 29
V. Literatura ..................................................................................................... 32

I. UKŁADY APARATURY

KONTROLNO-POMIAROWEJ W ENERGETYCE

1

Jakie urządzenia określa się przy pomocy skrótu AKPiA? (D i E)

1

AKPiA (układy aparatury kontrolno-pomiarowej) obejmuje aparaturę

kontrolno-pomiarowa oraz urządzenia i instalacje automatycznej regu-

lacji, sterowania i zabezpieczeń.

Są to urządzenia (głównie elektryczne) instalowane w obwodach:

● pomiarów temperatury i ciśnienia,

● pomiaru przepływu i poziomu,

● analiz chemicznych i składu substancji,

● automatyki elektroenergetycznej i zabezpieczeń,

● regulacji systemu elektroenergetycznego,

● zdalnego przenoszenia sygnałów i sterowania.

2

Dla eksploatacji jakich urządzeń AKPiA wymagane są dodatkowe

uprawnienia kwalifikacyjne? (D i E)

Aparatura kontrolno-pomiarowa oraz urządzenia i instalacje auto-

matycznej regulacji, sterowania i zabezpieczeń należą do urządzeń

energetycznych i wymagają odpowiednich kwalifikacji personelu obsłu-

gującego, jeżeli dotyczą:

● urządzeń prądotwórczych przyłączonych do krajowej sieci elektro-

energetycznej bez względu na wysokość napięcia znamionowego,

● sieci, urządzeń i instalacji o napięciu do 1 kV,

● sieci, urządzeń i instalacji o napięciu znamionowym wyższym

od 1 kV,

● zespołów prądotwórczych o mocy łącznie od 50 kW wzwyż,

● urządzeń elektrotermicznych,

● urządzeń do elektrolizy,

● sieci elektrycznego oświetlenia ulicznego,

● elektrycznej sieci trakcyjnej,

● urządzeń elektrycznych wykonaniu przeciwwybuchowym.

1

D – dotyczy osób na stanowisku dozoru. E – dotyczy osób na stanowisku eksploatacji.

5

3

Jak można podzielić AKPiA ze względu na miejsce zainstalowania?

(D i E)

Ze względu na miejsce zainstalowania, aparaturę kontrolno-pomiarowa

można podzielić na stosowaną:

● w elektrowniach,

● w stacjach transformatorowo-rozdzielczych,

● w zakładach przemysłowych,

● w gospodarce komunalnej,

● w podstacjach trakcyjnych.

4

Jak można podzielić AKPiA ze względu na pełnioną funkcję? (D i E)

Ze względu na funkcję, aparaturę kontrolno-pomiarowa można podzie-

lić na:

● układy pomiarowe,

● układy sterowania pracą urządzeń,

● układy regulacyjne,

● układy automatyki sieciowej,

● układy automatyki przemysłowej,

● zabezpieczenia elektroenergetyczne i blokady.

5

Jaki sprzęt elektryczny stosowany jest w AKPiA? (D i E)

W instalacjach AKPiA stosowany jest następujący sprzęt elektryczny:

● zasilacze transformatorowe,

● zasilacze półprzewodnikowe,

● przetworniki,

● sterowniki mechaniczne i elektroniczne,

● siłowniki,

● wyłączniki, przełączniki i styczniki, wyłączniki krańcowe, dźwi-

gowe itp.,

● przyciski sterownicze,

● przekaźniki elektromechaniczne i elektroniczne,

● termostaty,

● lampki sygnalizacyjne i sygnalizatory dźwiękowe,

● listwy i zaciski montażowe itp.

6

6

Jakie urządzenia nieelektryczne stosowane są w AKPiA? (D i E)

W instalacjach AKPiA stosowane są czujniki wielkości nieelektrycz-

nych do ich pomiaru, monitorowania i rejestracji przebiegów:

● temperatury,

● ciśnienia,

● przepływu cieczy lub gazów,

● poziomu cieczy,

● analizy składu chemicznego,

● króćce oraz zawory, przewody i połączenia umożliwiające pobór

i przesyłanie cieczy i gazów.

7

Jakie zadania pełni aparatura kontrolno-pomiarowa AKP? (D i E)

Aparatura kontrolno-pomiarowa ma za zadanie kontrolę i odtwarzanie

warunków eksploatacyjnych. W skład urządzeń AKP mogą wchodzić: źró-

dła umożliwiające zasilanie, regulację prądu, napięcia, mocy, częstotliwo-

ści itp. przyrządy pozwalające mierzyć określone wielkości elektryczne

i nieelektryczne oraz elementy do sterowania i regulacji działania układów.

Układy regulacji i automatyki w najszerszym zakresie występują

w elektrowniach. Układy pomiarowe znajdują również zastosowanie

w przedsiębiorstwach energetycznych zajmujących się przesyłaniem

i dystrybucją energii elektrycznej, paliw gazowych, ciepła oraz przy

kontroli urządzeń i układów o istotnym znaczeniu dla zawartych umów

i prawidłowości rozliczeń.

8

Co na temat AKPiA znajduje się w normach? (D)

Polskie Normy zawierają dział dotyczący przyrządów pomiarowych

i środków automatyzacji, obejmujący: przyrządy do pomiaru czasu, przy-

rządy do pomiaru poziomu, przyrządy do pomiaru ciśnienia, przyrzą-

dy do pomiaru szybkości przepływu, przyrządy do pomiaru prędkości,

przyspieszenia i drgań, przyrządy do pomiaru temperatury, przyrządy do

pomiaru wielkości elektrycznych i magnetycznych, przyrządy do ozna-

czania składu, stanu i właściwości substancji, regulatory pneumatyczne,

regulatory elektryczne, przyrządy do zdalnego miernictwa, sterowania

i sygnalizacji, przyrządy i urządzenia pomiarowe elektroniczne.

7

9

Jakie elementy mogą wchodzić w skład układów regulacyjno--

sterowniczych i automatyki? (D)

W skład układów regulacyjno-sterowniczych i automatyki mogą wcho-

dzić następujące elementy:

● sterownicze elementy komutacyjne: łączniki o napędzie ręcznym,

łączniki typu teletechnicznego, łączniki energoelektroniczne, łącz-

niki elektromagnetyczne i mechaniczne, łączniki krańcowe, łącz-

niki pływakowe i ciśnieniowe,

● przekaźniki: elektroenergetyczne pomiarowe, pomocnicze pośred-

niczące, przekaźniki teleelektryczne i elektroniczne, przekaźniki

sterowane wielkościami nieelektrycznymi,

● elementy optyczne: lampki sygnalizacyjne, optyczne wskaźniki

zadziałania,

● elementy elektroniczne: diody, tranzystory, obwody scalone,

● aparaty sygnalizacyjne akustyczne: dzwonki, buczki, syreny,

● elementy rezystancyjne: rezystory, potencjometry, dzielniki,

● elementy indukcyjne: transformatory, transduktory, czujniki,

● elementy łączeniowe: bezpieczniki, łączówki, gniazda i wtyczki,

przewody, przyciski itp.,

● zasilacze: baterie akumulatorów, specjalne źródła prądu i napięcia,

● urządzenia do gromadzenia i przetwarzania danych,

● urządzenia telekomunikacyjne.

10 Jakie pomiary prowadzone są w elektrowniach? (D)

Pomiary w elektrowniach zawodowych i przemysłowych powinny

umożliwiać ustalenie ilości energii elektrycznej czynnej i biernej:

● wyprodukowanej przez generatory,

● zużytej na potrzeby własne dla celów produkcji energii elektrycz-

nej i cieplnej,

● zużytej na potrzeby administracyjno-gospodarcze elektrowni,

● zużytej na potrzeby produkcji ubocznej,

● oddanej na zewnątrz elektrowni,

● pobranej z zewnątrz elektrowni.

W elektrowniach o układach blokowych generator-transformator,

układy pomiarowe powinny umożliwiać wyodrębnienie z ogólnej ilości

energii elektrycznej zużytej na potrzeby własne oraz ilości energii elek-

8

trycznej pobranej przez poszczególne bloki. W elektrowniach o mocy

zainstalowanej w generatorach powyżej 2 MW, układy pomiarowe

powinny umożliwiać wyodrębnienie z ogólnej ilości energii elektrycz-

nej czynnej zużytej na potrzeby własne ilości energii pobranej w szcze-

gólności przez następujące grupy urządzeń:

● pompy wody zasilającej,

● młyny węglowe,

● wentylatory młynowe,

● wentylatory kotłowe,

● pompy wody sieciowej,

● elektrofiltry.

11 Jakie pomiary prowadzone są w sieciach i stacjach

elektroenergetycznych? (D)

W sieciach i stacjach elektroenergetycznych energetyki zawodowej,

układy pomiarowe powinny umożliwiać ustalenie energii elektrycznej

czynnej i biernej:

● dla sporządzania bilansów energii elektrycznej, oddzielnych dla

urządzeń o napięciu znamionowym 230 kV i wyższym, 110 kV

oraz poniżej 110 kV,

● wymienianej pomiędzy jednostkami organizacyjnymi objętymi

obowiązkiem sporządzania bilansów lub sporządzania rozliczeń

wewnętrznych,

● przepływającej przez elementy sieci w zakresie pozwalającym na

ustalenie i kontrolę wielkości strat energii elektrycznej w całej

sieci lub w jej poszczególnych elementach,

● zużytej na potrzeby własne stacji elektroenergetycznych. Układy

pomiarowe zainstalowane pomiędzy siecią energetyki zawodowej

i siecią (instalacją) odbiorcy powinny umożliwiać:

● ustalenie ilości energii elektrycznej czynnej pobranej przez

odbiorcę z sieci energetyki zawodowej lub oddanej do tej sieci,

● ustalenie ilości energii elektrycznej biernej pobranej z sieci ener-

getyki zawodowej lub oddanej do tej sieci przez odbiorców podle-

gających rozliczeniom za tę energię,

● kontrolę przestrzegania przez odbiorców ustalonych warunków

pobierania energii elektrycznej.

9

12 Jakie pomiary prowadzone są u odbiorców energii elektrycznej? (D)

U odbiorców przemysłowych układy pomiarowe powinny umożliwiać

ustalenie ilości energii elektrycznej czynnej i biernej:

● pobranej z zewnątrz i oddanej na zewnątrz z podziałem na:

● własne elektrownie,

● sieć energetyki zawodowej,

● innych dostawców i odbiorców,

● zużytej przez wyodrębnione jednostki organizacyjne odbiorcy,

● zużytej na potrzeby technologiczno-produkcyjne,

● zużytej na potrzeby administracyjno-gospodarcze.

13 Gdzie mają być zainstalowane rozliczeniowe układy pomiarowe

w elektrowniach? (E)

W elektrowniach energetyki zawodowej i przemysłowej należy wyposażyć

w rozliczeniowe układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i biernej:

● każdy generator,

● linie (odczepy) zasilające urządzenia elektroenergetyczne potrzeb

własnych, w układzie blokowym generator-transformator,

● linie zasilające urządzenia elektroenergetyczne potrzeb własnych

z rozdzielni sieciowej elektrowni lub z zewnątrz,

● każdą linię lub grupę linii zasilanych z szyn zbiorczych o napięciu

generatorowym,

● każdą linię zasilającą szyny zbiorcze o napięciu generatorowym,

● każdą linię odchodzącą z rozdzielni potrzeb własnych dla zasilania

produkcji ubocznej lub obiektów administracyjno-gospodarczych

elektrowni,

● linie zasilania obcych odbiorców lub budowy nowych obiektów.

14 Gdzie mają być zainstalowane kontrolne układy pomiarowe

w elektrowniach? (E)

W kontrolne układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i biernej

powinny być wyposażone:

● każdy z podwyższających napięcie lub blokowych transformato-

rów po stronie:

10

– uzwojenia górnego napięcia – dla transformatorów dwuuzwo-

jeniowych,

– uzwojeń górnego i średniego napięcia – dla transformatorów

trójuzwojeniowych,

● każda linia odchodząca z urządzeń elektroenergetycznych potrzeb

własnych dla zasilania obcych odbiorców, jeżeli rozliczeniowy

układ pomiarowy jest zainstalowany u odbiorcy poza terenem

elektrowni,

● linie zasilające poszczególne grupy urządzeń (w kontrolne układy

pomiarowe z licznikami tylko energii czynnej),

● linie, zasilające potrzeby własne bloku generator-transformator

z rezerwowego transformatora potrzeb własnych lub z innej roz-

dzielni potrzeb własnych.

W liniach zasilających urządzenia elektroenergetyczne potrzeb

własnych elektrowni układy pomiarowe należy instalować po stro-

nie uzwojenia górnego napięcia transformatora potrzeb własnych.

W przypadkach technicznie uzasadnionych dopuszcza się instalowanie

układów pomiarowych po stronie uzwojenia dolnego napięcia transfor-

matora, z tym że pomierzone lub obliczone straty energii na transforma-

cję powinny obciążać elektrownię.

15 Jakie układy pomiarowe mają być zainstalowane w stacjach

elektroenergetycznych? (D)

Stacje elektroenergetyczne energetyki zawodowej należy wyposażyć

w rozliczeniowe układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i bier-

nej; w szczególności mają je posiadać:

● transformatory, z wyłączeniem transformatorów wymienionych pod

lit. b) o górnym napięciu znamionowym 110 kV i wyższym po stronie:

– uzwojenia dolnego napięcia – dla transformatorów dwuuz-

-wojeniowych,

– uzwojeń średniego i dolnego napięcia – dla transformatorów

trójuzwojeniowych,

● transformatory zasilające bezpośrednio jednego odbiorcę przemy-

słowego – po stronie uzwojenia górnego napięcia,

● linie o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym stanowiące

powiązania pomiędzy urządzeniami jednostek organizacyjnych

objętych obowiązkiem rozliczeń finansowych,

11

● linie zasilające urządzenia elektroenergetyczne potrzeb własnych,

● kompensatory synchroniczne.

W kontrolne układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i bier-

nej należy wyposażyć:

● transformatory o górnym napięciu znamionowym 230 kV i wyż-

szym – po stronie uzwojenia górnego napięcia,

● linie o napięciu znamionowym 230 kV i wyższym, nie wyposażo-

ne w rozliczeniowe układy pomiarowe.

16 Jakie układy pomiarowe mają być zainstalowane u odbiorców? (D)

U odbiorców energii elektrycznej należy instalować:

● rozliczeniowe układy pomiarowe odpowiednie do wymagań prze-

pisów taryfowych:

● na granicy podziału między siecią energetyki zawodowej i sie-

cią (instalacją) odbiorcy w wypadku zasilania odbiorcy z sieci

o napięciu wyższym niż 1 kV,

● po stronie uzwojenia dolnego napięcia transformatorów, gdy moc

stacji nie przekracza 250 kVA, a po stronie uzwojenia górnego

napięcia transformatorów, gdy moc stacji przekracza 250 kVA,

w wypadku zasilania odbiorcy za pośrednictwem stacji transfor-

matorowej służącej wyłącznie dla potrzeb tego odbiorcy,

● w punktach wskazanych przez odbiorcę (inwestora) i uzgodnio-

nych z dostawcą energii elektrycznej w wypadku zasilania odbior-

cy z sieci o napięciu 1 kV i niższym,

● w liniach zasilających obcych odbiorców.

W technicznie uzasadnionych wypadkach dopuszcza się instalowa-

nie rozliczeniowego układu pomiarowego po stronie uzwojenia dol-

nego napięcia transformatorów w stacjach o mocy powyżej 250 kVA

do 800 kVA, służących wyłącznie dla potrzeb jednego odbiorcy, jeżeli

takie zainstalowanie układu pomiarowego zostanie uzgodnione między

odbiorcą (inwestorem), a dostawcą energii elektrycznej. U odbiorców

zasilanych trójfazowo z sieci o napięciu znamionowym 1 kV i niższym,

posiadających odbiorniki jedno- i trójfazowe:

● przy pobieraniu mocy maksymalnej 3 kW i mniejszej – należy

instalować układ pomiarowy z jednym wspólnym licznikiem trój-

fazowym dla pomiaru energii zużywanej przez jedno- i trójfazowe

odbiorniki; w wypadku zainstalowania licznika przeciążalnego,

12

moc tę można powiększyć tyle razy, ile wynosi przeciążalność

licznika,

● przy pobieraniu mocy maksymalnej większej należy instalować

układy pomiarowe z oddzielnymi licznikami dla odbiorników

jedno- i trójfazowych, jeżeli odbiorniki jednofazowe są zasilane

tylko z jednej fazy i pobierana przez nie moc jest mniejsza od 1%

mocy znamionowej układu pomiarowego,

● w rozliczeniowych układach pomiarowych liczniki i przekładniki

powinny mieć nałożone plomby z cechami legalizacyjnymi orga-

nów administracji miar.

II. ELEKTROENERGETYCZNA

AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA

17 Co to jest EAZ? (D i E)

EAZ jest to skrót od nazwy Elektroenergetyczna Automatyka Zabez-

pieczeniowa. EAZ ma za zadanie zabezpieczenie urządzeń elektroener-

getycznych w przypadku wystąpienia uszkodzeń, niedopuszczenie do

rozszerzania się awarii i ograniczenie jej skutków dla systemu elektro-

energetycznego oraz ochronę ludzi i urządzeń znajdujących się w pobli-

żu uszkodzonych urządzeń systemu energetycznego.

18 Na jakie uszkodzenia powinna reagować EAZ? (D i E)

EAZ musi reagować na następujące uszkodzenia:

● zwarcia w sieciach elektroenergetycznych,

● przerwy w przewodach,

● utrata ciągłości zasilania,

● uszkodzenia generatorów: zwarcia w stojanie wielofazowe,

doziemne i zwojowe, zwarcia w wirniku, utrata wzbudzenia, nad-

mierna asymetria, nadmierny wzrost temperatury, uszkodzenia

mechaniczne generatora i napędu,

13

● uszkodzenia transformatorów: zwarcia wewnętrzne międzyfazo-

we, doziemne i zwojowe, nadmierny wzrost temperatury, uszko-

dzenia mechaniczne,

● utrata równowagi współpracy równoległej generatorów z syste-

mem, głównie powodowana zwarciami w systemie,

● utrata stabilności napięcia wywołana przez zwarcia lub deficyt

mocy biernej,

● spadek częstotliwości wskutek lokalnego deficytu mocy czynnej,

tzw. udarów obciążenia spowodowanych wyłączeniem dużych

jednostek wytwórczych.

19 Jakie są podstawowe układy automatyki elektroenergetycznej? (D i E)

W energetyce stosuje się następujące podstawowe układy automatyki:

● samoczynne ponowne załączanie SPZ,

● samoczynne załączanie rezerwy SZR,

● samoczynne częstotliwościowe odciążanie SCO,

● samoczynne gaszenie pola SGP (AGP) w generatorach,

● automatyczne wymuszanie składowej czynnej doziemnego prądu

SWSC,

● samoczynna regulacja napięcia SRN: regulacja prądu wzbudzenia

generatorów,

● samoczynna regulacja częstotliwości SRC generatorów (turbin),

● samosynchronizacja, układy forsowania wzbudzenia generatorów,

● regulacja napięcia transformatorów zaczepowych i transformato-

rów regulacyjnych dodawczych,

● regulacja mocy biernej baterii kondensatorów i statycznych kom-

pensatorów mocy biernej VAR,

● sterowanie obciążeniem za pomocą częstotliwości akustycznej

SCA,

● automatyka przeciwkołysaniowo odciążająca APKO,

● lokalne rezerwowanie wyłącznika LWR.

20 Jak dzieli się EAZ? (D)

EAZ dzieli się na automatykę eliminacyjną, automatykę prewencyjną

i automatykę restutucyjną.

14

21 Co to jest automatyka eliminacyjna? (D)

Elektroenergetyczna automatyka eliminacyjna jest to automatyka powo-

dująca wyłączenie elementów sieci i urządzeń w przypadku ich uszko-

dzenia w sposób zapewniający odpowiednią czułość, selektywność,

szybkość i niezawodność działania. Przykładem automatyki eliminacyj-

nej są nadmiarowe zabezpieczenia nadprądowe linii, transformatorów

i innych urządzeń elektroenergetycznych.

22 Co to jest automatyka prewencyjna? (D)

Elektroenergetyczna automatyka prewencyjna polega na samoczynnym

dokonywaniu przełączeń lub wyłączenia niektórych urządzeń i linii

elektroenergetycznych w taki sposób, aby nie dopuścić wystąpienia

stanu awaryjnego lub odpowiednio ograniczyć jego skutki. Na przykład

automatyka SCO (samoczynne częstotliwościowe odciążanie) powo-

duje samoczynne wyłączanie niektórych grup odbiorów w przypadku

wystąpienia obniżenia się częstotliwości w sieci, aby nie umożliwić dal-

szą pracę sieci i zasilanie odbiorów ważniejszych.

23 Co to jest automatyka restytucyjna? (D)

Elektroenergetyczna automatyka restytucyjna obejmuje urządzenia

automatyki przywracające sieć do właściwego staniu w przypadkach

wystąpienia uszkodzeń, które mogły by spowodować brak zasilania

i przerwę w pracy urządzeń. Przykładem jest tu automatyka samoczyn-

nego załączania rezerwy SZR lub automatyka samoczynnego ponowne-

go załączania SPZ.

24 Co to jest automatyka SPZ? (D i E)

Automatyka samoczynnego ponownego (powtórnego) załączania SPZ

służy do eliminacji wpływu krótkotrwałych zwarć przemijających,

stanowiących około 70% uszkodzeń występujących w sieciach napo-

wietrznych systemu. Jeżeli czas trwania zwarcia nie przekracza 0,31 s

to układ szybkiego SPZ zapewnia praktycznie bezprzerwowe zasilanie.

15

Układy tzw. SPZ powolnego, zapewniają podanie napięcia na uprzed-

nio wyłączoną linię po czasie dłuższym niż 1 s. W przypadku zwarć

trwałych wyłączenie jest definitywne.

25 Jakie wymagania spełniać musi automatyka SPZ? (D)

Oprócz funkcji związanych z podawaniem sygnałów na wyzwalanie

wyłącznika po odpowiednim sprawdzeniu stanu napięcia w sieci, auto-

matyka SPZ powinna posiadać szereg blokad, a mianowicie

● od niejednoczesności wyłączenia wszystkich kolumn wyłącznika,

● od niesprawności napędu wyłącznika,

● od zadziałania przy wyłączeniach programowych i operacyjnych,

● od nieprawidłowości współpracy z zabezpieczeniami odległościo-

wymi,

● od zadziałania przy samoczynnym załączeniu rezerwy SZR lub

lokalnej rezerwy wyłącznikowej.

26 Co to jest automatyka SZR? (D i E)

Automatyka samoczynnego załączania rezerwy SZR ma za zadanie

utrzymanie zasilania najważniejszych linii i odbiorów elektroenerge-

tycznych w przypadku zaniku lub nadmiernego obniżenia się napię-

cia. Rezerwa może mieć charakter rezerwy jawnej w postaci linii lub

transformatora nie pracującego normalnie lub rezerwy ukrytej w liniach

i transformatorach nie w pełni obciążonych. Oprócz podstawowych

czynności związanych z funkcją SZR, jak kontrola napięcia w linii

załączanej, odpowiedni czas działania, niedopuszczanie samoczynnego

powrotu do stanu przed zadziałaniem SZR i zabezpieczenie przed załą-

czeniem na zwarcie (bezzwłoczność wyłączenia), układy automatyki

SZR powinny być wyposażone w:

● uzależnienie działania od stanu położenia wyłącznika podstawo-

wego i odłącznika pola pomiarowego napięcia,

● możliwość zdalnego blokowania i odblokowania,

● blokadę przed wystąpieniem opozycji faz lub napięciami resztko-

wymi silników,

● możliwość programowania pracy z uwzględnieniem rezerwy jaw-

nej i ukrytej.

16

27 Co to jest automatyka SCO? (D i E)

Automatyka samoczynnego częstotliwościowego odciążania SCO ma

za zadanie ochronę przed powstaniem deficytu mocy czynnej, powodu-

jącego spadek częstotliwości w sieci. Układ powoduje stopniowe wyłą-

czanie grup odbiorców przy obniżaniu się częstotliwości. Zwiększenie

skuteczności działania układów SCO daje pomiar pochodnej częstotli-

wości w czasie. Układy SCO muszą być blokowane przed działaniem

spowodowanym wybiegiem silników lub załączaniem baterii konden-

satorów.

28 Co to jest automatyka AWSC? (D i E)

Automatyka wymuszania składowej czynnej prądu doziemnego AWSC

ma za zadanie pobudzenia członów rozruchowych przekaźników

ziemnozwarciowych o charakterystyce czynnomocowej, w przypadku

zwarć doziemnych w sieci z kompensacją prądów ziemnozwarciowych.

Mała wartość składowej czynnej w sieciach skompensowanych może

nie wystarczać do rozruchu przekaźników i konieczne jest zwiększe-

nie prądu przy zwarciu doziemnym w sposób sztuczny. Uzyskuje się to

przez automatyczne włączenie odpowiedniego rezystora szeregowo do

dodatkowego uzwojenia cewek gaszących lub transformatora uziemia-

jącego. AWSC działa z opóźnieniem rzędu 3 s. Maksymalny czas załą-

czenia rezystora wymuszającego wynosi zwykle 5 s. Zanik doziemienia

przed załączeniem się rezystora powinien powodować odwzbudzenie

automatyki.

29 Co to jest automatyka SGP (D i E)

Automatyka samoczynnego gaszenia pola SGP jest to automatyka

odwzbudzania generatora synchronicznego w taki sposób, aby spo-

wodować obniżenie się napięcia na zaciskach generatora do wartości

poniżej 10% napięcia znamionowego w czasie poniżej 3 s. Działanie

automatyki SGP polega na dokonywaniu przełączeń w obwodzie wzbu-

dzenia powodujących zwieranie obwodu przez odpowiednią rezystancję

lub wywołanie na rezystorach spadków napięcia przeciwnie skierowa-

nych do napięcia wzbudnicy. Układy SGP muszą być zabezpieczone

17

przed możliwością wystąpienia zmiany biegunowości wzbudnicy. Auto-

matyka SGP działa w momencie podania sygnału na wyłączenie gene-

ratora ponieważ niedopuszczalne jest otwieranie obwodu wzbudzenia.

30 Co to jest forsowanie wzbudzenia generatora? (D i E)

Układ automatycznego forsowania wzbudzenia generatora, tzw. wzbu-

dzenie udarowe, ma za zadanie ograniczenie wpływu bezwładności

elektromagnetycznej maszyny przy reagowaniu na szybkie obniżanie

się napięcia w przypadku zwarć zewnętrznych. Układy działają zwykle

na zwieranie rezystorów w obwodzie wzbudzenia. Układy forsowania

muszą być blokowane w przypadku spadków napięcia występujących

podczas normalnej eksploatacji oraz przy uszkodzeniu w obwodach

przekładników napięciowych podających sygnał na forsowanie.

31 Co to jest SCA? (D i E)

Istotą sterowania przy pomocy sygnałów o częstotliwości akustycznej

SCA jest przesyłanie impulsów o częstotliwości akustycznej (zwy-

kle 216 i 2/3 Hz) istniejącą siecią elektroenergetyczną bez stosowa-

nia dodatkowych torów transmisji. System SCA jest przeznaczony do

kształtowania obciążeń sieci rozdzielczej przez programowe lub dys-

pozytorskie załączanie lub wyłączanie odbiorców zarówno indywidu-

alnych jak i przemysłowych. SCA ma zastosowanie do przełączania

taryf dla grup odbiorców, sterowania oświetleniem publicznym dróg,

sygnalizacji ruchu, itp.

18

III. AUTOMATYKA PRZEMYSŁOWA

I MONTAŻ APARATURY

32 Co to jest automatyka przemysłowa? (D i E)

Automatyka przemysłowa są to urządzenia służące do samoczynne-

go uruchomiania, sterowania i kontroli procesów technologicznych

w instalacjach przemysłowych. Automatyka przemysłowa obejmu-

je pomiary i sterowanie ciśnienia, temperatury i przepływu mediów,

samoczynnego przeprowadzania analiz chemicznych, zdalnego

pomiaru wielkości elektrycznych i nieelektrycznych w celu kontro-

li i nadzorowania procesów i przenoszenia informacji do ośrodków

dyspozycyjnych. Pod pojęciem zestawu automatyki należy rozumieć

szafy, tablice i pulpity pomiarowe, regulacyjne i sterownicze.

33 Jak są montowane elementy i zestawy automatyki? (D i E)

Aparatura i sprzęt automatyki mogą być montowane na elewacji urzą-

dzenia (tzw. aparatura elewacyjna) lub na konstrukcji wsporczej.

Zestawy automatyki montowane są na konstrukcjach nośnych lub odpo-

wiednich amortyzatorach i zasilane oznaczonych pól rozdzielnic elek-

trycznych. Przyłączanie poszczególnych aparatów i sprzętu wykonuje

się przez połączenia przewodami izolowanymi zacisków poszczegól-

nych aparatów i sprzętu z zaciskami listew montażowych.

Listwy montażowe powinny być oznaczone symbolami a zaciski listew

montażowych powinny być oznaczone kolejnymi liczbami. Odległo-

ści między osiami sąsiadujących listew nie powinny być mniejsze niż

160 mm a odległość między osią listwy a dolną krawędzią aparatu powin-

na wynosić nie mniej niż 170 mm. Odległość dolnej krawędzi najniżej

położonej listwy od podłogi powinna wynosić nie mniej niż 200 mm.

Przy montowaniu sprzętu i aparatury należy zwrócić uwagę na

zapewnienie możliwości demontażu i łatwy dostęp dla obsługi.

19

34 Jakie są zasady przyłączania obwodów automatyki i ich oprzewo-

dowania? (D i E)

● Zasilanie każdego aparatu powinno odbywać się oddzielnie.

● Obwody pomiarowe powinny być oddzielone od obwodów siło-

wych.

● Barwy przewodów połączeniowych powinny być zgodne z doku-

mentacją, z tym, że stosowanie barwy żółto-zielonej i barwy jasno

niebieskiej jest dopuszczone wyłącznie dla przewodów ochron-

nych (PE) i neutralnych (N).

● Na wiązkach przewodów powinny być umieszczone końcówki

adresowe.

● Opis końcówki adresowej powinien zawierać numery zacisków

aparatu i symbol listwy zaciskowej.

35 Jak należy wykonywać instalację obwodów i urządzeń APKiA

w obiektach zagrożonych wybuchem? (D i E)

Instalację APKiA w obiektach zagrożonych wybuchem należy wyko-

nywać w wykonaniu iskrobezpiecznym. Lampki kontrolne powinny być

montowane w oprawach ognioszczelnych.

Obwody iskrobezpieczne należy zasilać z własnych źródeł energii

lub z sieci poprzez transformatory zasilające. Transformatory zasilające

powinny spełniać następujące wymagania:

● w każdym przewodzie uzwojenia pierwotnego powinien znajdo-

wać się bezpiecznik,

● uzwojenie wtórne powinno być zabezpieczone przed przerzutem

napięcia wyższego ze strony pierwotnej,

● izolacja między uzwojeniami oraz izolacja do ziemi powinna

wytrzymywać 3 krotne napięcie pracy, ale nie mniej niż 2 kV,

● wyprowadzenia uzwojeń powinny znajdować się po przeciwnych

stronach transformatora.

Odstęp między przewodami należącymi do obwodów iskrobezpie-

-cznych i nieiskrobezpiecznych powinien wynosić co najmniej 50 mm.

20

36 Jaką barwę powinny mieć zaciski przewodów iskrobezpiecznych?

(D i E)

Zaciski przewodów iskrobezpiecznych powinny mieć barwę niebieską.

37 Jakie rodzaje czujników stosowane są w układach pomiarowych

i regulacyjnych? (E)

W układach AKPiA stosowane są:

● czujniki temperatury: termometry szklane, manometryczne, rezy-

-stancyjne i termoelektryczne,

● pirometry optyczne (do pomiarów wysokich temperatur, powyżej

600°C),

● czujniki przepływu: zwężyki pomiarowe, kryzy i dławiki,

● rotametry,

● czujniki ciśnienia: ciśnieniomierze,

● czujniki poziomu cieczy: pływakowe, indukcyjne, pojemnościowe,

● sondy i sygnalizatory przewodności owe,

● analizatory gazów, pH-metry itp.

38 Jakie są podstawowe wymagania przy montażu czujników? (D)

Przy montażu czujników należy sprawdzić poprawność ich doboru

i zastosowania dla danego układu pomiarowego i regulacyjnego. Zakres

badań i kryteria oceny powinny być określone w instrukcjach ruchu

i eksploatacji danego urządzenia zgodnie z DTR i instrukcją wytwórcy.

Dla czujników przyłączonych do instalacji cieczy lub gazów należy

przeprowadzać badanie szczelności obwodów pierwotnych.

39 Jakie przeprowadza się sprawdzenie szczelności aparatury

w pomieszczeniach zagrożonych wybuchem? (D)

Obwody (trasy) pierwotne przepływu cieczy i gazów w pomieszcze-

niach zagrożonych wybuchem podlegają próbom ciśnieniowym wodą

lub sprężonym powietrzem. Próba ciśnieniowa wodą wykonywana jest

dla instalacji bez komory pomiarowej, która nie ma osprzętu wrażliwego

21

na zwiększone ciśnienie jak np. filtry, dozowniki itp. Szczelność pozo-

stałych instalacji sprawdza się tylko sprężonym powietrzem. Wartości

ciśnień probierczych określone są w normach lub instrukcji producenta.

40 Kiedy stosuje się termometry szklane? (D i E)

Termometry szklane stosuje się do bezpośredniego pomiaru mierzonego

czynnika. Termometry szklane, wypełnione cieczą rozszerzająca się pod

wpływem temperatury, montuje się bezpośrednio zanurzone w mierzo-

nym czynniku. Jeżeli ciśnienie statyczne przekracza 100 kPa, wówczas

termometry szklane montuje się w osłonach. Przestrzeń między termo-

metrem a osłoną musi być wypełniona medium dobrze przewodzącym

temperaturę np. olejem zmieszanym z opiłkami metalowymi. Termo-

metry szklane służą odczytu temperatury z małej odległości. Termome-

try rtęciowe mogą być wyposażone w styki kontaktowe co w pewnym

zakresie umożliwia sterowanie i sygnalizację poziomu temperatury.

41 Kiedy stosuje się termometry manometryczne? (D i E)

Termometry manometryczne przeznaczone są do pomiarów miej-

scowych i zdalnych do odległości 40 m, przy dopuszczalnym ciśnie-

niu mierzonego czynnika do 0,6 MPa. Króciec powinien być

wykonany ze stali węglowej lub specjalnej w zależności od rodzaju

materiału występującego w miejscu przyspawania króćca. Długość

termometru manometrycznego oraz kształt (prosty lub kątowy) należy

dobrać w zależności od średnicy rurociągu lub wielkości przestrzeni

urządzenia technologicznego, w której mierzona jest temperatura.

Najmniejszy dopuszczalny promień zagięcia kapilaru termome-

trów manometrycznych nie może być mniejszy niż 60 mm. Kapilary

termometrów manometrycznych należy prowadzić w miejscach nie

narażonych na znaczne wahania temperatury oraz na uszkodzenia

mechaniczne. W przypadkach koniecznych kapilarę należy dodatkowo

osłonić.

Jeżeli termometry manometryczne wyposażone są w styki sygnaliza-

cyjne wartości granicznych, należy sprawdzić prawidłowość ich działa-

nia.

22

42 Jak montuje się i sprawdza termometry rezystancyjne? (D i E)

Termometry rezystancyjne działają na zasadzie zmiany rezystancji czujni-

ka rezystancyjnego zanurzonego w ośrodku, np. w rurociągu. Termometr

składa się z czujnika, toru łączącego i głowicy. Rezystancję czujnika będą-

ca proporcjonalna do jego temperatury mierzy się układami mostkowymi

(logometrem). W celu prawidłowego zainstalowania termometru należy:

● izolować cieplnie wystającą część osłony czujnika aż do głowicy,

● zapewnić co najmniej taką głębokość zanurzenia osłony w mierzo-

nym ośrodku, aby część pomiarowa czujnika znajdowała się w tempe-

raturze ośrodka i była skierowana przeciwnie do kierunku przepływu

cieczy, a część wystająca osłony była możliwie najmniejsza,

● montować czujniki w rurociągach w miejscu o największym natę-

żeniu przepływu,

● stosować ekrany cieplne chroniące czujnik przed promieniowa-

niem, w przypadku, gdy osłona czujnika jest narażona na pro-

mieniowanie termiczne pochodzące od obiektów rozgrzanych,

np. ściany rury grzejnej, paleniska itp.,

● głowica i osłona nie mogą być uszkodzone, a ich stan musi zapew-

niać szczelność na wilgoć, zapylenie i żrące opary,

● zaciski na kształtce izolacyjnej głowicy powinny być zamocowane

w sposób trwały oraz muszą zapewniać niezawodne połączenie

przewodów wewnętrznych z zewnętrznymi,

● termometr rezystancyjny nie może być uszkodzony,

● należy sprawdzić, czy rezystancja przewodów łączeniowych plus

rezystancja oporów wyrównawczych linii jest równa wartości

rezystancji linii telemetrycznej podanej na skali przyrządu pomia-

rowego lub na tabliczce znamionowej przetwornika.

Termometrów rezystancyjnych nie należy montować w miejscach

narażonych na drgania. Przyrządami pomiarowymi współpracujący-

mi z czujnikami rezystancyjnymi są logometry i mostki autonomicz-

ne. Należy sprawdzać je przy użyciu opornicy dekadowej mającej

najmniejszą wartość regulowaną 0,1 Ω. Sprawdzenie czujników rezy-

stancyjnych obejmuje:

● przegląd mechaniczny czujnika, głowicy oraz osłony,

● pomiar rezystancji izolacji czujnika,

● pomiar rezystancji czujnika w konkretnej temperaturze i porówna-

nie wyniku z jego charakterystyką,

● korektę temperatury odniesienia.

23

43 Jak montuje się i sprawdza termometry termoelektryczne? (D i E)

Termometr termoelektryczny składa się z czujnika, którym jest ter-

moelement (termopara) umieszczony w mierzonym ośrodku. Pomiar

temperatury dokonywany jest na podstawie pomiaru siły elektromoto-

rycznej występującej na zaciskach przewodów wykonanych z dwóch

różnych metali z jednym końcem umieszczonym w mierzonej tempe-

raturze i tzw. „zimnymi końcami”. Warunkiem poprawności wskazań

termometru jest stałość temperatury zimnych końców termoelementu.

Ponieważ w rzeczywistości temperatura otoczenia głowicy zmienia się,

zimne końce trzeba wyprowadzić do miejsca, w którym temperatura nie

ulega zmianom. W tym celu stosuje się tzw. przewody kompensacyjne,

wykonane z tych samych co termo-pary materiałów i wyprowadzone do

przestrzeni, w której temperatura jest stała i wynosi zwykle +20°C.

Przewody kompensacyjne powinny mieć izolację odpowiednio

dobraną do zakresu temperatury środowiska.

Izolacja przewodów ma znormalizowane barwy oplotów i żyt, co uła-

twia identyfikację zastosowanego przewodu kompensacyjnego. Stoso-

wane przewody oraz ich oznakowanie podano w tabeli 1.

Jeżeli występują zmiany temperatury otoczenia, w której znajdują

się „zimne końce” termopary, należy temperaturę odniesienia stabili-

zować lub zastosować samoczynną korekcję jej wpływu. Najczęściej

stosowane są następujące sposoby stabilizacji i korekcji temperatury

odniesienia:

● wyrównanie temperatury odniesienia (zimnych końców termo-

pary) do temperatury otoczenia – wprowadza się końce przewo-

dów kompensacyjnych do pomieszczenia, w którym występuje

(w przybliżeniu) stała temperatura, np. +20°C,

● zastosowanie termostatu – końce przewodów kompensacyjnych

doprowadza się do przestrzeni zamkniętej o stałej regulowanej

temperaturze, np. +50°C; od termostatu do miernika lub przetwor-

nika prowadzona jest linia przewodami miedzianymi,

● zastosowanie tzw. puszki kompensacyjnej – puszka kompensacyj-

na wytwarza dodatkowe napięcie, które zależnie od zmian tempe-

ratury otoczenia sumuje się z siłą termoelektryczną, zapewniając

prawidłowy pomiar mierzonej temperatury. Mostek prądu stałego

puszki kompensacyjnej jest zrównoważony w określonej tempe-

raturze (np.+20°C). Wartość tę przyjmuje się jako znamionową

temperaturę odniesienia czujnika termoelektrycznego.

24

Charakterystyki termoelementów oraz dopuszczalne odchyłki w mV

podawane są tabelarycznie w normach w temperaturze odniesienia

44 Jak montuje się i sprawdza pirometry optyczne? (D i E)

Pirometry optyczne służą do pomiaru temperatur powyżej

1000°C. Czujnikiem pirometru jest zespół termopar o bardzo małych

wymiarach umieszczony w ognisku układu optycznego skupiające-

go poprzez okular promieniowanie mierzonego obiektu. Przyrządem

współpracującym z pirometrem jest komparator mierzący wartości

siły elektromotorycznej układu termopar. Całość jest wyposażona

w układ chłodzenia wodnego i powietrznego oraz układ czyszczenia

powierzchni układu optycznego bowiem pirometr wymaga utrzymy-

wania w czystości układu optycznego a w koniecznych przypadkach

odpowiedniego chłodzenia. Pirometr nie może być stosowany w miej-

scach narażonych na drgania i wstrząsy. Do pomiaru temperatury

powyżej 1000°C w przemyśle najczęściej stosuje się pirometry radia-

cyjne – całkowitego promieniowania. Układ termopar cechowany

jest przez wytwórcę, który do każdego pirometru powinien dołączyć

charakterystykę. Przy montażu i eksploatacji pirometru należy spraw-

dzić:

● prawidłowość zabudowy osłony pirometru,

● doprowadzenia czynnika chłodzącego (instalacja wody i powie-

trza),

● odpowiedniego ustawienia okularu na badany obiekt,

● ustawienia wiązki promieni tak, aby nie wychodziła poza obręb

zaczernionej płytki z termoparami.

Przyrządem współpracującym z pirometrem jest komparator, który

należy sprawdzić w oznakowanych cyframi punktach skali wg cha-

rakterystyki podanej przez wytwórcę pirometru. Instalowany pirometr

musi mieć zapewnioną stałą czystość obiektywu oraz temperaturę

pracy od +20°C do +30°C. Przy wyższej temperaturze otoczenia nale-

ży doprowadzić do pirometru czynnik chłodzący w postaci sprężonego

powietrza lub wody. Należy unikać montażu pirometrów w miejscach

narażonych na wstrząsy i drgania.

25

45 Jak przyłącza się przyrządy do pomiaru ciśnienia i przepływu? (E)

Przyrządy do pomiaru przepływu, których organ pomiarowy jest prak-

tycznie nieruchomy, np. manometry i przetworniki różnicy ciśnień,

przyłącza się bezpośrednio do króćców zwężek pomiarowych. Przy-

rządy o ruchomym organie pomiarowym stosowane do pomiaru

przepływu pary, np. manometry hydrostatyczne i przepływomierze

pływakowe powinny być przyłączone do zwężek poprzez garnki kon-

densacyjne.

Króćce do pomiaru ciśnienia instaluje się na rurociągach poziomych:

● dla cieczy – z boku lub w części dolnej rurociągu,

● dla gazów – w części górnej rurociągu,

● dla pary – z boku rurociągu.

Wyprowadzenie króćców ze zwężki musi być dostosowane do rodza-

ju mierzonego czynnika i miejsca zainstalowania przyrządu pomiarowe-

go, który może być umieszczony pod lub nad zwężką.

46 Co to są rotametry? (D i E)

Rotametry służą do pomiaru przepływu cieczy i gazów. Rotame-

try powinny być instalowane w miejscach nie narażonych na wibra-

cje i łatwo dostępnych dla obsługi. Rotametry szklane mogą pracować

w ograniczonym zakresie ciśnienia nie przekraczającego 0,6 MPa dla

cieczy i 0,4 MPa dla gazów

Dla wyższych ciśnień, do 1,6 MPa, stosuje się rotametry metalowe.

Dopuszczalne odchylenie osi rotametru w rurociągu nie powinno prze-

kraczać ±1°.

47 Jak działają czujniki poziomu cieczy? (D i E)

Jako czujnik poziomu cieczy stosowane są:

● poziomowskazy pływakowe; aby uniknąć wpływu falowania cie-

czy poziomowskazy pływakowe powinny być instalowane jak naj-

dalej od króćca nalewowego,

● sygnalizatory pływakowe, umieszczane na ścianie bocznej lub na

dachu zbiornika,

26

● elektroniczne sygnalizatory przewodnościowe montowane u góry

zbiornika; długość elektrody sygnalizatora musi być odpowiednia

aby nie występowało zanieczyszczenie izolatora,

● elektroniczne sygnalizatory pojemnościowe instalowane u góry

lub w ścianie bocznej zbiornika.

Przy pomiarach z użyciem sondy hydrostatycznej należy przy cecho-

waniu brać pod uwagę, że miernik wskazuje ciśnienie niższe od rze-

czywistego o wartość spadku ciśnienia w rurce między końcem sondy

a punktem poboru impulsu, co ma znaczenie szczególnie przy dużej

odległości pomiaru.

48 Jakie przyrządy pomiarowe do pomiaru wielkości elektrycznych

podlegają legalizacji? (D)

Prawnej kontroli metrologicznej (legalizacji) podlegają następujące

przyrządy do pomiaru wielkości elektrycznych:

● liczniki energii elektrycznej czynnej, klasy dokładności 0,2; 0,5; 1 i 2,

● przekładniki prądowe i napięciowe dokładności 0,5 do współpracy

z licznikami,

● mierniki natężenia pola magnetycznego od 0 do 20 kHz,

● mierniki natężenia pola elektrycznego od 10 Hz do 20 kHz,

● mierniki pola elektromagnetycznego od 20 kHz do 600 MHz.

49 Co należy sprawdzić przy instalowaniu czujników przepływu

i zwężek pomiarowych? (E)

Przed zainstalowaniem zwężek pomiarowych należy dokonać spraw-

dzenia:

● kształtu i wymiaru zwężki,

● zgodności średnicy otworu zwężki ze średnicą podaną w projek-

cie technicznym co najmniej czterokrotnie w różnych odstępach

kątowych; pomiar należy wykonać suwmiarką z noniuszem przy-

stosowanym do pomiaru średnic wewnętrznych i obliczyć średnią

wartość średnicy otworu,

● ostrości lub promienia zaokrąglenia krawędzi wlotowej zwężki,

● zgodności i kompletności cech zwężki i obudowy,

● współosiowości powierzchni przepływowych zwężki.

27

Jeżeli przy wbudowywaniu zwężki jej cecha zostanie zakryta, nale-

ży przenieść ją w widoczne miejsce, np. na blaszkę przyspawaną do

obudowy. Należy skontrolować zgodność cechowania z uzyskiwanymi

pomiarami i danymi projektu.

50 Jakie są zasady oznaczania i montażu elementów dławiących? (D i E)

Stosowane są następujące oznaczenia rodzaju elementu dławiącego:

K – kryza ISA z pomiarem przytarczowym lub kryza Vena Contracta, D

– dysza ISA, V – dysza Venturiego, KS – kryza segmentowa, h

max

– zna-

mionowe ciśnienie różnicowe, d – średnica otworu przepływowego,

D – średnica wewnętrzna rurociągu, dla którego zwężka jest przezna-

czona, oznacznik kierunku przepływającego medium.

Dla kryz Vena Contracta należy sprawdzić zgodność z projektem

technicznym rozstawu otworów impulsowych króćców odbiorczych.

Zwężki pomiarowe należy umieszczać w prostych odcinkach ruro-

ciągów zawsze jak najdalej od wszelkich przeszkód, np. zaworów,

kolan itp. Wymagania odnośnie do prostych odcinków rurociągów

w zależności od rodzaju instalacji oraz typu zwężki podaje załącznik

do normy. Zwężkę powinna być wbudowana w rurociąg w taki spo-

sób, aby zachować kierunek przepływu od powierzchni czołowej do

powierzchni odpływowej. Należy ją wbudować prostopadle do osi ruro-

ciągu z dokładnością do ±1° oraz współosiowo do rurociągu. Obudo-

wa i uszczelki w żadnym miejscu nie powinny wystawać wewnątrz.

Uszczelki nie powinny przekraczać grubości podanej w normie.

Wyprowadzenie króćców ze zwężki pomiarowej uzależnione jest od

rodzaju przepływającego czynnika i miejsca zainstalowania przyrządu

pomiarowego w stosunku do zwężki (pod lub nad zwężką).

28

IV. ZASADY EKSPLOATACJI

51 Jakie są ogólne zasady eksploatacji urządzeń APKiA? (D i E)

Układy pomiarowe, sygnalizacji, zabezpieczeń i automatyki podlegają

zasadom eksploatacji i wymaganiom wynikającym z instrukcji dostar-

czonych przez producenta, DTR i przedmiotowych instrukcji eksploata-

cji. Zakres i terminy badań aparatury kontrolno-pomiarowej, układów

sterowania i automatyki powinny być dostosowane do badań urządzeń

energetycznych, z którymi one współpracują, np. generatorów, stacji

elektroenergetycznych, sieci itd. Dla urządzeń tych powinny zostać

opracowane instrukcje ruchu i eksploatacji. W szczególności doty-

czy to aparatury dla urządzeń energetycznych, przy eksploatacji których

wymagane jest posiadanie odpowiednich kwalifikacji, określonych roz-

porządzeniem MGPiPS z dnia 28.04.2003.

52 Co powinny określać instrukcje ruchu i eksploatacji urządzeń

AKPiA? (D)

W odniesieniu do aparatury kontrolno-pomiarowej, urządzeń i instalacji

automatycznej regulacji, sterowania i zabezpieczeń, instrukcje ruchu

i eksploatacji powinny określać w szczególności:

● nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regula-

cyjnej,

● zasady regulacji nastaw odpowiednio do programu pracy urządzeń,

● zakres i zasady prowadzenia dokumentacji ruchowej i rejestrowa-

nia wskazań aparatury pomiarowej,

● zakres i terminy oględzin i przeglądów,

● zasady i zakres badań i pomiarów.

53 Jakie podstawowe badania i pomiary wykonuje się dla urządzeń

elektrycznych AKPiA? (D i E)

Podstawowe badania i pomiary oraz kryteria oceny wyników podano

w tabeli 2.

29

Tabela 2 Podstawowe pomiary i badania eksploatacyjne urządzeń

elektrycznych AKPiA

Lp. Rodzaj badania

Termin wykonania Wymagania

techniczne

Uwagi i kryteria

1.

Pomiar rezystancji izolacji obwo-

dów elektrycznych

Co 5 lat W po-

mieszczeniach

wilgotnych, za-

grożonych wybu-

chem lub pożarem

nie rzadziej niż raz

w roku

Pomiar mega-

-omomierzem

1000 V.

Rezystancja izola-

cji nie mniejsza niż

10 MΩ

Dla obwodów

teletechnicznych

pomiar napięciem

500 V

2.

Próba napięciowa obwodów

wraz z aparaturą

Jw.

Napięcie probier-

cze 1000 V w ciągu

1 min.

O ile wytwórca

nie przewiduje

inaczej

3.

Pomiar obciążenia przekład-ni-

ków prądowych i napięciowych

Nie rzadziej niż raz

w roku

Obciążenie nie

przekracza warto-

ści znamionowych

przekla-dników

4.

Sprawdzenie działania urządzeń

sterowniczych i sygnalizacyjnych

Nie rzadziej niż raz

na 5 lat

Prawidłowe działa-

nie przy napięciu

w zakresie 0,85-

1,1 u„

5.

Sprawdzenie nastaw przekaź-

ników

Nie rzadziej niż raz

w roku

Zgodność z pro-

jektem. Prawidło-

we działanie

6.

Próba układów zabezpieczeń

i automatyki

Jw.

Poprawne dzia-

łanie

Zależnie od rodza-

ju układu

7.

Zdjęcie charakterystyk

Nie rzadziej niż raz

na 5 lat

Zgodność

z dokumentacją

fabryczną

Wg instrukcji

producenta

8.

Badanie aparatury w układach

pomiarowych i automatyki w za-

kresie określonym w normach

jako badanie niepełne

Nie rzadziej niż raz

na 10 lat

Zgodność z nor-

mami przedmio-

towymi

Wg instrukcji

producenta

9.

Sprawdzenie nagrzewania

Wg instrukcji

eksploatacji

Wg instrukcji

producenta

Pomiar tempe-

ratury lub ocena

subiektywna

Zasady podane w tabeli dotyczą badania obwodów wtórnych zabez-

pieczeń i automatyki zabezpieczeniowej, układów pomiarowych, ukła-

dów rejestrujących, układów telemechaniki, sterowania i sygnalizacji.

30

Różnorodność tych układów i coraz większy udział w nich elektroniki

i energoelektroniki powodują, że za podstawę prawidłowej eksploata-

cji należy przyjmować instrukcje producenta. Podany w tabeli zakres

badań powinien być dostosowany do zakresu przeglądów urządzenia

energetycznego, którego wyposażeniem jest dana aparatura pomiarowo-

-kontrolna i regulacyjna.

54 Jaka jest zalecana częstość okresowych badań elektroenergetycznej

automatyki zabezpieczeniowej EAZ? (D i E)

Badania okresowe układów automatyki zabezpieczeniowej EAZ mogą

mieć charakter i zakres badań podstawowych lub badań skróconych.

W tabeli 3. podano zalecaną częstość wykonywania badań eksploata-

cyjnych układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej

dla poszczególnych rodzajów urządzeń, jeżeli dokumentacja techniczno

ruchowa DTR lub projekt nie przewidują inaczej.

55 Jakie są zasady eksploatacji i sprawdzania urządzeń

nieelektrycznych APKiA? (D i E)

Urządzenia nieelektryczne AKPiA:

● mierniki elektryczne napięcia i prądu, kompensatory i mostki

automatyczne,

● elektryczne przetworniki ciśnienia, przepływu, poziomu,

● analizatory składu powietrza, gazów, solomierze,

● regulatory elektryczne,

● siłowniki i wyłączniki krańcowe, podlegają eksploatacji i spraw-

dzaniu odpowiednio do ich dokumentacji DTR i instrukcji produ-

centa (dostawcy). W szczególności należy sprawdzać:

● stan urządzenia,

● ciągłość i prawidłowość połączeń,

● stan miernika końcowego tzw. miernika wtórnego, którym zazwy-

czaj jest miliamperomierz lub miliwoltomierz,

● stan i działanie zestyków,

● rezystancję izolacji obwodów elektrycznych.

31

V. LITERATURA

1. Kostro J.: Elementy, urządzenia i układy automatyki. WSiP, War-

szawa 1994.

2. Laskowski J.: Nowy poradnik elektroenergetyka przemysłowego.

wydanie poprawione i rozszerzone, COSiW SEP Warszawa 2006.

3. Ługowski G.: Wytyczne opracowania szczegółowych instruk-

cji eksploatacji instalacji i urządzeń elektroenergetycznych oraz

obiektów elektroenergetycznych. COSiW SEP, Warszawa 2000.

4. Markiewicz H., Wołkowiński K.: Urządzenia elektroenergetyczne.

WNT, Warszawa 2001.

5. Poradnik inżyniera elektryka. Tom 3, wyd. 2. WNT 1997.

6. Strojny J., Strzałka J.: Elektroenergetyka. Obsługa i eksploatacja

urządzeń, instalacji i sieci, wyd. II, Europex, Kraków 2017.

7. Uczciwek T.: Dozór i eksploatacja instalacji oraz urządzeń elek-

troenergetycznych w zakładach przemysłowych i innych jed-

nostkach gospodarczych (poradnik szkoleniowy). COSiW SEP,

Warszawa 2005.

8. Vademecum elektryka., wyd. VI, COSiW SEP, Warszawa 2016.

9. Wróblewski J.: Zespoły elektroenergetyczne automatyki zabezpie-

czeniowej. WNT, Warszawa 1993.

Wykaz PN związanych z tematyką zeszytu

10. PN-EN 50014+AC:2002 Urządzenia elektryczne w przestrzeniach

zagrożonych wybuchem. Wymagania ogólne i metody badań.

11. PN-EN 50102:2001 Stopnie ochrony przed zewnętrznymi uderze-

niami mechanicznymi zapewniane przez obudową urządzeń elek-

trycznych (Kod IK).

12. PN-EN 60445:2002 Zasady podstawowe i bezpieczeństwo przy

współdziałaniu człowieka z maszyną oznaczanie i identyfikacja.

Oznaczenia identyfikacyjne zacisków urządzeń i zakończeń żył

przewodów oraz ogólne zasady systemu alfanumerycznego

13. PN-EN 60446:2002 Zasady podstawowe i bezpieczeństwo przy

współdziałaniu człowieka z maszyną oznaczanie i identyfikacja.

Oznaczenia identyfikacyjne przewodów elektrycznych barwami

lub cyframi.

32

Wykaz aktów prawnych związanych z tematyką zeszytu

14. Ustawa z dnia 7.07.1994 r. – Prawo budowlane (Tekst jedn.:

Dz.U. z 2000 r. Nr 106, poz. 1216, z późn. zm.).

15. Ustawa z dnia 10.04.1997r. – Prawo energetyczne (Tekst jedn.:

Dz.U. Nr 153, poz. 1504, z późn. zm.).

16. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 15.03.2018 r. w spra-

wie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz

rozliczeń w obrocie energią elektryczną, Dz.U. z 30.03.2018 r.,

poz. 640.

17. Rozporządzenie MG z dnia 25.09.2000 r. w sprawie szczegó-

łowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektro-

energetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług

przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standar-

dów jakościowych obsługi odbiorców (Dz.U. Nr 85, poz. 957).

18. Rozporządzenie MGPiPS z dnia 28.04.2003 r. w sprawie szcze-

gółowych zasad stwierdzania posiadania kwalifikacji przez

osoby zajmujących się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci

(Dz.U. Nr 89, poz. 828).

19. Rozporządzenie MSWiA z dnia 16.06.2003 r. w sprawie ochro-

ny przeciwpożarowej budynków, innych obiektów budowlanych

i terenów (Dz.U. Nr 121, poz. 1138).

20. Rozporządzenie MGPiPS z dnia 20.02.2003 r. w sprawie przyrzą-

dów pomiarowych podlegających prawnej kontroli metrologicznej

oraz rodzajów przyrządów pomiarowych, które są legalizowane

bez zatwierdzenia typu (Dz.U. Nr 41, poz. 351).

33