It’s simple… Install the newest nvidia drivers:

• https://www.nvidia.com/drivers/

1. Jaki akt prawny reguluje kompleksowo przepisy BHP?

• Podstawowym aktem prawnym regulującym przepisy BHP jest Dział X ustawy z dnia 2.02.1996 r. „Kodeks Pracy” (Dz. U. nr 24 z 1996 r.) – obowiązujący od 2 czerwca 1996 roku.

2. Jaki akt prawny reguluje gospodarkę energetyczną i kto ją nadzoruje?

• Prawo energetyczne – ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dz. U. nr 54 z dnia 4.06.1997 r.). Obowiązuje od 5 grudnia 1997 r. Nadzór sprawuje Urząd Regulacji Energetyki (URE).

3. Kto ma prawo eksploatować urządzenia energetyczne?

• Osoby sprawujące dozór nad eksploatacją urządzeń energetycznych oraz osoby eksploatujące te urządzenia w zakresie obsługi, konserwacji, remontów, montażu, kontrolno-pomiarowym, pod warunkiem posiadania dodatkowych kwalifikacji tj. świadectw kwalifikacyjnych.

4. Podaj efekty oddziaływania prądu przemiennego na organizm człowieka.

• Ponad 25mA – początek skurczów mięśni;
• Ponad 70mA – początek migotania komór sercowych;
• Ponad 200mA – migotanie komór serca (skurcz mięśni sercowych – ograniczenie krążenia krwi);
• Ponad 3A – paraliż i zatrzymanie pracy serca;
• Ponad 5A – zwęglenie tkanek organizmu.

5. Podaj podstawowe obowiązujące normy w zakresie ochrony przeciwporażeniowej.

• PN-IEC 60364-4-41:2000 – Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przeciwporażeniowa;
• PN-IEC 60364-4-47:2001 – Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Stosowanie środków ochrony zapewniających bezpieczeństwo. Postanowienia ogólne. Środki ochrony przed porażeniem prądem elektrycznym.
• PN-IEC 60364-5-54:1999 – Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Uziemienia i przewody ochronne.
• PN-IEC 60364-6-61:2000 – Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Sprawdzanie. Sprawdzanie odbiorcze.

6. Jaki akt prawny określa wymagania rezystancji izolacji w instalacjach elektrycznych?

• PN-IEC 60364-6-61:2000 – Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Sprawdzanie. Sprawdzanie odbiorcze.

7. Z jakich przepisów dotyczących ochrony przeciwporażeniowej można korzystać do urządzeń wykonanych przed wejściem w życie PN-IEC 60364?

• Zasady wiedzy technicznej.

8. Od kiedy wprowadzono obowiązek stosowania w instalacjach elektrycznych wyłączników przeciwporażeniowych oraz prowadzenie oddzielnie przewodu ochronnego i neutralnego?

• Od 1 kwietnia 1995 roku. Rozporządzenie Ministra Budownictwa z dnia 14.12.1994 r. (Dz.U. nr 10 z 1995 r.).

9. Podaj wysokość napięcia bezpiecznego ~ UL (roboczego i dotyku) w zależności od warunków środowiskowych.

   a)Dla prądu przemiennego:

• 50V – warunki środowiskowe 1 (pomieszczenia suche);
• 25V – warunki środowiskowe 2 (pomieszczenia mokre i gorące);

  b) Dla prądu stałego:

• 120V – warunki środowiskowe 1 (pomieszczenia suche);
• 60V – warunki środowiskowe 2 (pomieszczenia mokre i gorące).

10. Jaki prąd jest bardziej niebezpieczny?

• Prąd przemienny, ponieważ powoduje trwały skurcz mięśni sercowych (migotanie komór sercowych) znacznie zmniejszenie krążenia krwi, z której dostaje się tlen do komory mózgowej).
• Prąd stały nie powoduje wyżej wymienionych skutków tylko działanie cieplne i elektrolityczne.

11. Co to jest część czynna i części jednocześnie dostępna?

• Część czynna jest to część przewodząca prąd elektryczny znajdująca się w czasie normalnej pracy pod napięciem.
• Części jednocześnie dostępne części przewodzące dostępne i obce znajdujące się w zasięgu ręki.
• „Zasięg ręki” – obszar wokół człowieka w kształcie walca o średnicy 2,5 m, wysokości 2,5 m i 1,25 m poniżej ustawienia stóp.

12. Podaj wymagania dotyczące rezystancji izolacji w instalacjach elektrycznych.

• Według normy PN-IEC-60364-6-61 o napięciu do 500V, R iz ≥ 0,5 MΩ o napięciu ponad 500V – R iz ≥ 1MΩ.

13. Od czego zależą skutki porażenia prądem elektrycznym?

• Natężenia prądu;
• Czasu przepływu prądu;
• Drogi przepływu prądu oraz rodzaju prądu i warunków środowiskowych.

14. Wymień klasy ochronności urządzenia i czym się charakteryzują.

• Klasa 0 – urządzenia posiada tylko ochronę podstawową (izolację roboczą);
• Klasa I – urządzenie posiada izolację roboczą i zacisk do ochrony dodatkowej;
• Klasa II – urządzenie posiada izolację; ochronną (podwójną lub wzmocnioną);
• Klasa III – urządzenie na napięcie nie przekraczające napięcia bezpiecznego UL.

15. Co to jest napięcie dotyku?

• Jest to napięcie występujące w warunkach normalnych i zakłóceniowych, między dwoma częściami jednocześnie dostępnymi nie należącymi do obwodu elektrycznego.

16. Co to jest napięcie rażenia?

• Jest to spadek napięcia występujący wzdłuż drogi przepływu prądu przez ciało człowieka.

17. Podaj różnicę między napięciem dotyku i napięciem rażenia.

• Napięcie dotyku jest sumą spadków napięć na ciele człowieka, obuwiu i podłożu.
• Napięcie rażenia jest to spadek napięcia tylko na ciele człowieka.

18. Co to jest napięcie krokowe?

• Jest to spadek napięcia, występujący na powierzchni ziemi pomiędzy stopami człowieka spowodowany zwarciem doziemnym.

19. Ile wynosi rezystancja ciała człowieka (Rc)?

• 1000 ±50 omów.

20. Jaka wartość prądu rażenia jest dla człowieka bezpieczna (Jr)?

• UL – napięcie bezpieczne (dla prądu stałego prąd bezpieczny jest do 60mA).

21. Jak zapewniamy ochronę przed porażeniem prądem elektrycznym?

• Przez zastosowanie napięcia bezpiecznego lub ochrony przed dotykiem bezpośrednim lub pośrednim.

22. Przy jakich urządzeniach elektrycznych należy zastosować ochronę przed porażeniem?

• Przy każdym, na którego obudowie może się pojawić niebezpieczne napięcie dotyku, a odbiornik nie jest zasilany z transformatora lub przetwornicy separacyjnej lub nie zastosowano w nim izolacji ochronnej.

23. Co zaliczamy do ochrony przed dotykiem bezpośrednim (do ochrony podstawowej)?

• Izolację roboczą, osłony, obudowy, ogrodzenia, bariery, bezpieczne odstępy od urządzeń elektrycznych, instalowanie urządzeń poza „zasięgiem ręki”. Obudowa winna, mieć stopień ochrony co najmniej IP2X.

24. Jakie zadania ma ochrona podstawowa (przed dotykiem bezpośrednim)?

• Nie dopuścić do bezpośredniego zetknięcia się człowieka z częściami urządzeń elektrycznych będących pod napięciem, do udzielenia się napięcia na przedmioty przewodzące, których mógłby się, dotknąć człowiek oraz do przeskoku łuku elektrycznego.

25. Wymień środki ochrony przed dotykiem pośrednim (ochrony dodatkowej) (wg normy PN-IEC-60364-4-41).

• Samoczynne wyłączenie zasilania (uziemienie, zerowanie, wyłączniki różnicowo-prądowe);
• Izolacja ochronna;
• Izolowanie stanowiska;
• Separacja;
• Połączenia wyrównawcze.

26. Co to jest uziemienia ochronne?

• Jest to środek ochrony dodatkowej polegający na połączeniu części przewodzących z uziomem i powodujący w warunkach zakłóceniowych samoczynne odłączenie zasilania. Może być stosowane w urządzeniach prądu stałego i przemiennego, niezależnie od ich napięcia znamionowego.

27. Jakie wymagania muszą być spełnione dla uziemienia ochronnego?

• Uziemienie jest skuteczne, jeżeli: RA × Ja ≤ U L, jeżeli UL – napięcie-bezpieczne (U L= U d,).

28. Co to jest prąd zapewniający samoczynne wyłączenie (Ja)?

• Jest to prąd dostatecznie szybkiego zadziałania, którego zadaniem jest niedopuszczenie do powstania niebezpiecznego napięcia, dotyku, a jeżeli takie napięcie na obudowie powstanie, wyłączy to urządzenie w czasie bezpiecznym dla człowieka Np. przy napięciu 235V w czasie do 0,4 sekundy w pomieszczeniach normalnych, i do 0,2 sekundy w pomieszczeniach szczególnie niebezpiecznych.

29. Od czego zależy prąd zapewniający samoczynne wyłączenie?

• Od rodzaju i wielkości zabezpieczenia: Ja = k × Jb, np. dla bezpieczników topikowych z charakterystyki czasowo-prądowej: k= 5 (dla wył. inst. – typu S – „B”) oraz k=10 (dla wył. inst. typu „C”).
• Jb – wielkość wkładki bezpiecznikowej;
• Ja = l,2Inz (Inz – prąd nastawienia wyzwalacza lub przekaźnika zwarciowego).

30. W jakich sieciach można stosować zerowanie?

• W układach sieciowych TN-C, tj. w sieciach prądu przemiennego do 500V przystosowanych do zerowania, w których punkt zerowy transformatora jest bezpośrednio uziemiony, a wyprowadzony przewód neutralny możliwie licznie uziemiony. Wszystkie części przewodzące powinny być przyłączone do przewodu ochronnego lub ochronno-neutralnego.

31. Jakich wartości nie może przekroczyć impedancja pętli zwarcia przy zerowaniu?

• Ua – napicie w stosunku do ziemi (U0 = Uf).
• Ja – prąd zapewniający samoczynne wyłączenie zasilania w czasie dla człowieka bezpiecznym.

32. Kiedy zerowanie będzie skuteczne?

• Jeżeli: Zs × Ja ≤ 5Uo lub / albo Jz>Ja. Zs – impedancja pętli zwarcia; Jz – prąd zwarcia.

33. Jakim kolorem winien być oznaczony przewód neutralny (N) i ochronny (PE)?

• Przewód neutralny – kolorem niebieskim (w wypadku braku przewodu tej barwy, należy na końcówki danego przewodu nałożyć tulejki lub koszulki koloru niebieskiego).
• Przewód ochronny winien być koloru żółto-zielonego (w wypadku braku przewodu tej barwy, należy na końcówki dowolnego przewodu nałożyć tulejki lub koszulki koloru żółtego i/lub zielonego).

34. Jakie wymagania muszą spełniać wyłączniki przeciwporażeniowe różnicowo-prądowe?

• Powinny wyłączyć z sieci chronione urządzenia w czasie 0,4 sekundy lub w 0,2 sekundy (w zależności od pomieszczeń) od czasu pojawienia się prądu różnicowego, równego prądowi wyzwalającemu, wyłącznika (czułości wyłącznika).

35. Jaką czułość powinien mieć wyłącznik różnicowo-prądowy?

• Zależnie, od układu i pomieszczeń, np. w mieszkaniach: 30mA.

36. Co należy stosować do obniżenia napięcia?

• Transformator bezpieczeństwa wykonany według normy PN/E-08105 lub przetwornicę bezpieczeństwa wykonaną według normy PN/E-08104 (przenośne transformatory i przetwornice winny być urządzeniami w klasie II ochronności).

37. Do ilu wolt należy obniżyć napięcie po stronie wtórnej transformatora bezpieczeństwa?

• Do napięcia 50V prądu przemiennego oraz do napięcia 100V dla prądu stałego dla pomieszczeń suchych (warunki środowiskowe „1”);
• Do napięcia 25V prądu przemiennego oraz do napięcia 50V prądu stałego dla pomieszczeń szczególnie niebezpiecznych (warunki środowiskowe „2”).

38. Co to jest separacja odbiornika?

• Jest to oddzielenie obwodu odbiornika od obwodu zasilania poprze transformator lub przetwornicę separacyjną.

39. Do jakich napięć sieci można stosować separację?

• Do 500V prądu przemiennego i 750V prądu stałego.

40. Na jakie górne napięcie znamionowe może być odbiornik w obwodzie odseparowanym?

• Na napięcie do 500V prądu przemiennego lub na napięcie 750V prądu stałego, prądu odbiornika nie ogranicza się.

41. Jakie warunki muszą być spełnione przy separacji?

• W obwodzie odseparowanym może być tytko jeden odbiornik na napięcie do 500V prądu przemiennego lub na napięcie 750V prądu stałego, prądu znamionowego nie ogranicza się.

42. Czy można stosować więcej odbiorników w obwodzie odseparowanym?

• Wyjątkowo w pomieszczeniach o charakterze nieprzemysłowym dopuszcza się instalowanie większej ilości odbiorników. Części przewodzące winny być połączone za pomocą izolowanych połączeń wyrównawczych. Zaleca się aby iloczyn długości przewodów i napięcia odbiorników nie przekraczał 100 000 (L(mJ x U[V] Ś. 100.000), np. 200 m x 500V = 100 000.

43. Podaj rezystancję transformatora separacyjnego i izolacji obwodów odseparowanych.

• 20 MΩ między uzwojeniem pierwotnym i wtórnym.
• Rezystancja izolacji obwodów to co najmniej 500 kΩ.

44. Dla jakich urządzeń i odbiorników można stosować sieć ochronną?

• Sieć ochronną można stosować do odbiorników niezależnie od ich napięcia znamionowego, jeżeli zasilane są z osobnego transformatora z oddzielonymi uzwojeniami, osobnego zespołu prądotwórczego lub baterii / akumulatorów. Wszystkie części czynne muszą być izolowane od sieci. Stosujemy w układach IT.

45. Jakie wymagania musi spełniać sieć ochronna?

• Wszystkie przedmioty metalowe i części urządzeń elektrycznych muszą być metalicznie połączone z uziemioną siecią ochronną, a znajdujące się w zasięgu ręki części przewodzące są połączone ze sobą uziemionymi przewodami wyrównawczymi. Sieć ochronna musi być wyposażona w urządzenia do kontroli stanu izolacji.

46. Podać wartość rezystancji izolacji roboczej, dodatkowej i wzmocnionej odbiorników, w których zastosowano izolację ochronną?

• 2 MΩ – izolacja robocza.
• 5 MΩ – izolacja dodatkowa.
• 7 MΩ – izolacja wzmocniona.

47. Jak są oznaczone odbiorniki, w których zastosowano izolację ochronną?

• Są to odbiorniki klasy II (drugiej) ochronności.

48. Kiedy można zastosować izolowanie stanowiska do urządzeń prądu przemiennego i stałego?

• Jeżeli odbiornik zainstalowany jest na stałe i w pomieszczeniach suchych, bez względu na napięcie znamionowe odbiornika. W miejscach zainstalowania urządzeń elektrycznych rezystancja podłóg i ścian powinna przekraczać 50 kΩ przy napięciu do 500V prądu przemiennego i 100 kΩ przy napięciu 750V prądu stałego.

49. Podaj wymagania dotyczące zamocowania izolacji stanowiska.

• Warstwa izolacyjna musi być zamocowana na stałe do podłoża (np. klejenie), a jej wymiary uniemożliwiały dotkniecie części czynnych i przedmiotów przewodzących (były poza zasięgiem ręki).

50. Sposób uwalniania porażonego prądem przy urządzeniach do 1 kV.

• Przez wyłączenie napięcia;
• Przez odciągniecie stosując sprzęt ochronny lub suchą tkaninę;
• Przez odizolowanie.

51. Uwalnianie porażonego przy urządzeniach powyżej 1 kV.

• Przez wyłączenie napięcia;
• Przez odciągniecie porażonego stosując sprzęt ochronny.

52. Co należy robić po uwolnieniu porażonego spod działania prądu elektrycznego?

• Sprawdzić czy porażony oddycha. Jeżeli nie oddycha, należy natychmiast zastosować sztuczne oddychanie; natomiast, jeżeli dodatkowo stwierdzimy, że nie ma krążenia krwi (brak tętna) należy oprócz sztucznego oddychania stosować masaż serca.

53. Jaką metodą sztucznego oddychania należy stosować?

• Stosować przede wszystkim metodę „usta-usta” jako najbardziej skuteczną, najłatwiejszą i najmniej meczącą. Jeżeli twarz ratowanego jest poparzona łukiem elektrycznym lub zmasakrowana, należy zastosować metodę „Silwestra” lub „Nielsona”.

54. Jak dzielimy układy sieciowe?

• Dzielimy na układy: TT, IT, TN-C, TN-S, TN-C-S.

55. Jaki akt prawny reguluje przepisy w zakresie-BHP przy instalacjach i urządzeniach energetycznych?

• Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17.09.1999 r. (Dz. U. Nr 30) obowiązujące od 9 kwietnia 2000 r.

56. Kto ma prawo wystawiać polecenia pisemne?

• Osoba posiadająca zaświadczenie „D” (dozoru) i upoważniona pisemnie przez prowadzącego eksploatację urządzeń energetycznych.

57. Co wiano być uwzględnione w poleceniach pisemnych?

• Miejsce, czas i rodzaj wykonywanej pracy;
• Środki, przy pomocy, których praca ma być wykonana;
• Pracownik przygotowujący miejsce pracy i dopuszczający do pracy oraz osoba kierująca lub nadzorująca.

58. W ilu egzemplarzach pisze się polecenie pisemne oraz okres ich przechowywania?

• W trzech egzemplarzach i przechowuje się je przez 90 dni od zakończenia prac (oryginał i kopie).

59. Kto otrzymuje polecenia?

• Oryginał przechowuje Poleceniodawca, kopię otrzymują Koordynujący oraz Dopuszczający.

60. Na czym polega przygotowanie miejsca pracy?

• Na wyłączeniu urządzenia (wyłącznik mocy – odłącznik);
• Sprawdzeniu braku napięcia (sprawdzić: wskaźnik – brak napięcia – wskaźnik), rozładowaniu;
• Uziemieniu;
• Wywieszeniu tabliczek ostrzegawczych i informacyjnych.
• Zabezpieczeniu i oznaczeniu miejsca wykonywania prac.

61. Jakie prace mogą być wykonane bez polecenia?

• Prace związane z ratowaniem życia i zdrowia oraz urządzeń i mienia.

62. Jakie prace wymagają wystawienia polecenia pisemnego?

• Prace wykonywane w warunkach szczególnego zagrożenia dla zdrowia i życia ludzkiego (pod napięciem lub w pobliżu urządzeń będących pod napięciem).

63. Na czym polega dopuszczenie do pracy?

• Na sprawdzeniu kwalifikacji brygady dopuszczanej do pracy, poinformowaniu o warunkach pracy, udowodnieniu braku napięcia przez dotknięcie ręką (po uprzednim sprawdzeniu wskaźnikiem), podpisaniu przez wykonawcę, i dopuszczającego polecenia pisemnego.

64. Jak dzielimy sprzęt ochronny?

• Na zasadniczy i dodatkowy.

65. Jaki sprzęt zaliczamy do zasadniczego?

• Taki, którym bezpośrednio dotykamy urządzeń pod napięciem.

66. Sprzęt zasadniczy do 1 kV.

• Rękawice dielektryczne, narzędzia monterskie, wskaźniki napięcia, cęgi do bezpieczników, drążki izolacyjne.

67. Podaj okresy badań sprzętu ochronnego.

• Rękawice, kalosze, półbuty i wskaźniki neonowe – co 6 miesięcy;
• Pomosty izolacyjne co 3 lata;
• Pozostały sprzęt co 2 lata.

68. Jakimi gaśnicami można gasić urządzenie elektryczne?

• Gaśnicą śniegowa, proszkową i tetrową (halonową).

69. Gdzie i jakich urządzeń nie wolno gasić gaśnica tetrową (halonową)?

• W pomieszczeniach zamkniętych i urządzeń elektrycznych o napięciu wyższym niż 3kV.

70. Kto i ile kary pieniężnej może nałożyć za brak uprawnień służb energetycznych lub zły stan techniczny urządzeń energetycznych?

• Prezes URE na kierownika przedsiębiorstwa w wysokości do 300 % jego wynagrodzenia miesięcznego i na przedsiębiorstwo do 15 % przychodu za rok ubiegły.

71. Kogo zaliczamy do służb eksploatacyjnych?

• Do służb eksploatacyjnych zaliczamy osoby sprawujące kierownictwo i dozór nad eksploatacją urządzeń energetycznych, osoby wykonujące usługi w zakresie konserwacji i napraw oraz osoby obsługujące urządzenia energetyczne.

72. Co powinny określać instrukcje o eksploatacji urządzeń energetycznych?

• Ogólną charakterystykę techniczną;
• Czynności związane z uruchomieniem, obsługą i zatrzymaniem urządzenia;
• Zasady postępowania w razie awarii, pożaru i innych zakłóceń;
• Zakresy i terminy wykonywania pomiarów i zapisów ruchowych;
• Zakresy i terminy prób, przeglądów i remontów;
• Wymagania dotyczące ochrony przed pożarem, wybuchem i porażeniem;
• Wymagania kwalifikacyjne osób obsługujących urządzenia.

73. Co winno być wywieszone z instrukcji o eksploatacji przy urządzeniach energetycznych?

• Wyciąg z instrukcji o eksploatacji określający podstawowe czynności związane z obsługą, a w szczególności zasady postępowania na wypadek awarii, pożaru lub innych zakłóceń w pracy urządzenia.

74. Jaką dokumentację techniczną winno mieć urządzenie energetyczne?

• Dokumentacje fabryczną (obejmującą instrukcję fabryczną, karty gwarancyjne, opisy techniczne i rysunki montażowe) oraz dokumentację eksploatacyjną (obejmującą protokół przyjęcia urządzenia do eksploatacji, instrukcje eksploatacji, wyniki prób i pomiarów oraz wykaz części zamiennych).

75. Kto wydaje decyzje o przyjęciu urządzenia do eksploatacji?

• Wydaje kierownik zakładu wyznaczając jednocześnie osobę dozoru odpowiedzialną za eksploatację tego urządzenia energetycznego.

76. Co powinien zawierać protokół przyjęcia do eksploatacji urządzenia energetycznego?

• Wyniki przeprowadzonych prób i pomiarów;
• Wykaz braków i usterek oraz termin ich usunięcia;
• Wykaz dokumentacji technicznej i części zamiennych;
• Stwierdzenie, że urządzenie energetyczne może być przyjęte do eksploatacji.

77. Czy można przyjąć do eksploatacji (do ruchu) urządzenia energetyczne nie spełniające warunków technicznych budowy tego urządzenia?

• W wyjątkowych wypadkach, kierownik zakładu pracy za zgodą inspektora Państwowej Inspekcji Pracy może podjąć decyzję o przyjęciu do eksploatacji urządzenia energetycznego nie spełniającego warunków technicznych budowy, jeżeli nie spowoduje to zagrożenia bezpieczeństwa obsługi, a nie przyjęcie do eksploatacji mogłoby spowodować straty gospodarcze. Urządzenie takie nie może być dłużej eksploatowane niż 6 miesięcy.

78. Ile obwodów (zabezpieczeń) należy stosować w mieszkaniu?

• Obwód oświetlenia;
• Gniazd wtyczkowych w łazience:
• Gniazd wtyczkowych w kuchni:
• Gniazd wtyczkowych ogólnego przeznaczenia.

79. Kiedy należy wycofać z eksploatacji urządzenie energetyczne?

• Po stwierdzeniu pogorszenia stanu technicznego oraz uszkodzenia urządzenia energetycznego zagrażającego bezpieczeństwu obsługi.

80. Jakie prace powinny być wykonywane, przez co najmniej dwie osoby?

• Zgodnie z Rozporządzeniem Min. Pracy z dnia 28 maja 1996 roku (Dz. U. nr 62) prace przy urządzeniach elektrycznych będących pod napięciem, w pobliżu urządzeń elektrycznych będących pod napięciem, przy eksploatacji linii kablowych, w studniach kablowych i przy wyłączonych liniach napowietrznych, jeżeli krzyżują się z liniami będącymi pod napięciem.

81. Co należy stosować w instalacjach elektrycznych budynków mieszkalnych?

• Oddzielny przewód ochronny i neutralny;
• Wyłączniki różnicowoprądowe;
• Połączenia wyrównawcze;
• Żyły miedziane przewodów do 1O mm2;
• Zasady prowadzenia przewodów równolegle do ścian i sufitów;
• Wyłączniki nadprądowe;
• Ochronę przeciwprzepięciową.

82. Jakie zabezpieczenia stosujemy przy transformatorach?

• Zabezpieczenia zwarciowe dla transformatorów do 1000 kVA i gazowo-przepływowe dla transformatorów ponad 1OOO kVA.

83. Podaj podział elektronarzędzi, częstotliwość badań okresowych i rezystancję izolacji.

• Elektronarzędzia kategorii I co 6 miesięcy (używane dorywczo i zwracane do narzędziowni),
• Elektronarzędzia kategorii II co 4 miesiące (używane często i niezwracane do narzędziowni),
• Elektronarzędzia kategorii III co 2 miesiące (używane często i zainstalowane na stale).
• Rezystancja izolacji winna wynosić co najmniej:
• Klasy ochronności I oraz II – 2 MΩ.
• Klasy ochronności III – 7 MΩ.

84. Co należy i czego nie wolno wykonać w obwodach wtórnych przekładników?

• Należy uziemić obwód uzwojenia wtórnego, a w wypadku demontażu odbiorników w obwodzie wtórnym – zmostkować (zewrzeć) obwód wtórny.
• Nie wolno zabezpieczać obwodu wtórnego.

85. Jaki jest cel stosowania odłączników?

• Stosujemy w układach o napięciu ponad 1000V celem stworzenia widocznej przerwy.

86. Co możemy wyłączyć odłącznikiem?

• Przekładnie napięciowe;
• Linie napowietrzne o napięciu do 30 kV i dł. do 10 km;
• Linie kablowe o napięciu do 10 kV i dł. do 5 km;
• Transformatory w zależności od napięcia i mocy znamionowej np. 6kV transformator o mocy 200 kVA na biegu jałowym i 20 kVA (obciążenia), na 20 kV – 630 kVA (bieg jałowy) i 50 kVA (obciążony).

87. Podaj częstotliwość pomiarów rezystancji izolacji oraz skuteczności ochrony przeciwporażeniowej.

• Pomiary rezystancji izolacji i skuteczności ochrony przed porażeniem w pomieszczeniach o wyziewach żrących, bardzo wilgotnych, gorących (> 35 ° C) i na otwartym powietrzu, co najmniej raz w roku.
• W pomieszczeniach pozostałych publicznych nie rzadziej niż co 2 lata;
• W pozostałych pomieszczeniach nie rzadziej niż co 5 lat.

88. Jaki akt prawny reguluje wymagania kwalifikacyjne dla osób zatrudnionych przy urządzeniach energetycznych?

• Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 28 kwietnia 2003 r. w sprawie szczegółowych zasad stwierdzania posiadania kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci. Dz.U. 2003 nr 89 poz. 828;

89. Podaj warunki ochrony przed porażeniem w kuchniach i łazienkach?

• Należy stosować ochronę dodatkową bez względu na rodzaj podłogi.
• W wewnętrznej przestrzeni ochronnej (do wys. 2,25 m nad wanną i 0,6 m wokół wanny) można instalować tylko warnik elektryczny i przewody zasilające warnik.
• W zewnętrznej przestrzeni ochronnej (ponad 0,6 m wokół wanny i do wys. 2,25 m) można instalować oprawy oświetleniowe i gniazdo wtyczkowe zasilane z transformatora separacyjnego umieszczonego poza przestrzenią ochronną lub jeżeli zasilanie jest przez wyłącznik różnicowo-prądowy o czułości 30mA.

90. Zadania uziemienia roboczego.

• Ma zapewnić prawidłową prace urządzeń elektrycznych w warunkach normalnych oraz ochronę przeciwporażeniową w warunkach zakłóceniowych.

92. Dobierz bezpieczniki do silnika klatkowego.

• Następnie prąd rozruchu Ir z wzoru: Ir = k·In k- zależy od budowy (podaje producent)
• Następnie prąd bezpiecznika Ib z wzoru α – ciężkość rozruchu (np. rozruch ciężki α=1,5, rozruch średni α=2,5, rozruch lekki α=2,5).
• Po wyliczeniu Ib dobieramy bezpieczniki znamionowe „w gorę” np. Ib = 14A, bezp. 16A.

93. Jakiej mocy silniki klatkowe można podłączać bezpośrednio do sieci publicznej?

• Według PN/E-05012 do sieci publicznej można załączać bezpośrednio silniki o mocy do 4kW przy 230V i do 5,5kW przy 400V. Stosując przełącznik λ/Δ o mocy do 12kW przy 230V i 15kW przy 400V.

94. Co daje stosowanie przełączników λ/Δ?

• 3-krotnie zmniejszenie prądu rozruchu: lrλ = 1, Ir = 3 × lrλ .

95. Warunki pracy równoległej transformatorów.

• Jednakowe napięcia, zgodność faz, jednakowe grupy połączeń, jednakowe napięcia zwarcia (± 10 %) t stosunek mocy 1:3.

96. Co określają stopnie ochrony urządzeń elektrycznych?

• Według PN-92/E-08106 stopień ochrony oznaczamy literami IP oraz dwóch cyfr oznaczających szczelność przed ciałami stałymi – pyłami (od O do 6) pierwsza cyfra oraz przed wodą (od O do 8) druga cyfra np. IP54 (kopalnie).

97. Gdzie należy instalować ograniczniki przepięć w sieciach do 1kV?

• Ograniczniki przepięć (odgromniki) należy instalować między każdym przewodem fazowym a przewodem PEN lub PE.
• Przewody PEN i PE winny być połączone bezpośrednio z ziemią. Przewody łączące ograniczniki powinny mieć przekrój, co najmniej 16 mm2. Ograniczniki należy instalować na końcu linii oraz w odległości, co 300 m między nimi. Rezystancja uziemienia ograniczników nie może przekraczać 1OΩ.

98. Czy stosowanie Polskich Norm jest obowiązkowe?

• Zgodnie z Ustawą z dnia 12.09.2002 roku o normalizacji (Dz. U. Nr 1 69) od 2003 roku stosowanie Polskich Norm jest dobrowolne (do 2002 roku – było obowiązkowe).

99. Co określają „warunki przyłączenia do sieci i jak długo zachowują ważność”?

• Miejsce przyłączenia i moc przyłączeniową;
• Usytuowanie zabezpieczenia głównego;
• System ochrony przed porażeniem;
• Koszt przyłączenia i termin ważności ‘warunków”;
• „Warunki” są ważne przez 2 lata.

100. Jak dzielimy podmioty przyłączane do sieci elektroenergetycznej?

• grupa I – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej;
• grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym 110kV;
• grupa III – podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej ponad 1kV, lecz niższym niż 110kV;
• grupa IV – podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej o napięciu do 1kV i mocy przyłączenia ponad 40 kW, lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przelicznikowego większym niż 63A;
• grupa V – podmioty przyłączone bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przelicznikowego nie większym niż 63A;
• grupa VI – podmioty przyłączane do sieci na czas określony, lecz nie dłuży niż rok.

101. Jakie mogą być odchylenia napięcia i częstotliwości w dostawie energii elektrycznej?

• Napięcia w przedziale -10% do +5% napięcia znamionowego;
• Częstotliwość; 50 Hz. z odchyleniami – 0,5 Hz do + 0,2 Hz.

102. Kiedy użytkownik (odbiorca) może żądać sprawdzenia układu pomiarowego i kto za to płaci?

• Na każde żądanie odbiorcy w terminie do 14 dni. Koszty pokrywa odbiorca tytko wtedy, gdy nie stwierdzono nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego (licznika).

103. Jak dzielimy urządzenia elektryczne w strefach zagrożonych wybuchem?

• Grupa I – urządzenia elektryczne dla podziemi kopalń (górnictwo) EEx I;
• Grupa II – urządzenia elektryczne w strefach zagrożonych wybuchem (poza górnictwem)
• EEx II (EEx – oznaczenie międzynarodowe – było do 1998 r. Ex).

104. Podaj klasyfikację stref zagrożonych wybuchem.

• ZO – strefa, w której mieszanina wybuchowa gazów, par i mgieł występuje stale lub długotrwale w normalnych warunkach pracy;
• Z1 – strefa, w której mieszanina wybuchowa może występować w normalnych warunkach pracy;
• Z2 – strefa, w której istnieje niewielkie prawdopodobieństwo wystąpienia mieszaniny wybuchowej gazów, par lub mgieł.

105. Podaj rodzaje budowy przeciwwybuchowej i ich symbole.

• osłona ognioszczelna „d”;
• budowa wzmocniona „e”;
• budowa iskrobezpieczna „i”;
• osłona olejowa „o”.

106. Odczytaj oznaczenia na tabliczce znamionowej EE x d I, EEx i II.

• urządzenie elektryczne w wykonaniu przeciwwybuchowym, w osłonie ognioszczelnej dla podziemi kopalń (EEx d I);
• urządzenie elektryczne w wykonaniu iskrobezpiecznym (poza górnictwem).

107. Co oznacza napis ostrzegawczy „Nie otwierać pod napięciem” w pomieszczeniach wybuchowych?

• Dla wtyczek i gniazd wtykowych oraz obudowy bezpieczników topikowych stosuje się blokadę mechaniczną lub elektryczną, aby uniemożliwić rozłączenie styków będących pod napięciem.

108. Kiedy dostawca może wstrzymać dostarczanie energii?

• Gdy odbiorca zwleka z zapłatą za pobraną energię elektryczną, co najmniej miesiąc po upływie terminu płatności, pomimo upomnienia na piśmie i wyznaczenia dodatkowego terminu (Dz. U. Nr 135/2002).

109. Kiedy dostawca winien wznowić dostawę energii?

• Dostawca jest zobowiązany do bezzwłocznego wznowienia dostaw energii elektrycznej, jeżeli ustaną przyczyny uzasadniające wstrzymanie ich dostarczania.

110. Kiedy dostawca może zainstalować przedpłatowy układ pomiarowy na dostawę energii elektrycznej i kto za to płaci?

• Dostawca może zainstalować przedpłatowy układ pomiarowy, jeżeli odbiorca, co najmniej dwukrotnie w ciągu roku, zwlekał z zapłatą za pobraną energię elektryczną przez okres, co najmniej jednego miesiąca. Koszty zainstalowania ponosi dostawca (Zmiana Prawa Energetycznego – Dz. U. Nr 135/2002).

Podstawową zasadą mierników statycznych jest zastosowanie odpowiednich wzorów matematycznych i algorytmów uwzględniających zawartość harmonicznych napięcia i prądu.

Normy EN50160 [7] i IEC-61000-4-30 [8] regulujące dokładność i niezawodność liczników energii elektrycznej definiują wymagania jakie muszą być spełnione w warunkach sinusoidalnych.

Normy określają także przeprowadzenie uśredniania wyznaczonych wartości Ah w bardzo krótkim (3 s), krótkim (10 min.) i długim (2 godz.) czasie pomiaru. Podstawowymi wyznacznikami cyfrowego przetwarzania sygnałów i zaburzeń okresowych są stosowane algorytmy zależne od:

• Rozdzielczości przetwornika analogowo – cyfrowego.
• Rozdzielczości analizy DFT.
• Liczby przetwarzanych próbek.
• Rodzaju próbkowania (synchroniczne lub asynchroniczne).

Powyższe uwarunkowania mają dojmujący wpływ na niepewność wyznaczania wskaźnika THD. W przypadku nieuwzględniania w obserwowanym przebiegu napięcia zaburzeń okresowych sprzężonych z częstotliwością podstawową sieci prowadzi to do błędów wyznaczania wartości współczynnika zawartości harmonicznych zgodnie z podanym wcześniej wzorem.

W przypadku wystąpienia zniekształceń harmonicznych pogarsza się charakterystyka metrologiczna układu pomiarowego co może prowadzić do utraty niezawodności specyfikacji określanych w warunkach sinusoidalnych. Nie ma wątpliwości że szczególnie w systemach niskiego napięcia liczniki powinny być też certyfikowane przy przebiegach odkształconych.

Dotychczasowa technika która pozwala na pomiar mocy z zawartością składowych wyższych harmonicznych opiera się na założeniu że zarówno przebieg prądu jak i napięcia można rozłożyć w szereg Fouriera i w tym przypadku moc jest równa sumie mocy poszczególnych składowych.

Przyczyny powstawania tych składowych to między innymi szybkie zmiany obciążenia odbiorników dużej mocy np. pieców indukcyjnych (rys. 1), urządzeń walcowniczych jak również coraz liczniejsza grupa urządzeń małej mocy falowniki, inwertery w źródłach energii typu elektrownia wiatrowa czy fotowoltaiczna mogą powodować wahania napięcia które są w istocie nałożeniem subharmonicznych i interharmonicznych co powoduje często nieprawidłową pracę urządzeń pomiarowych mających dosyć ograniczone możliwości obliczeniowe oparte na zaimplementowanej sprzętowej transformacie Fouriera.

W przypadku wystąpienia subharmonicznych i interharmonicznych przebiegi prądu i napięcia przestają być okresowe. Fakt ten eliminuje możliwość analizy w oparciu o rozkład szeregu Fouriera [4]. Z tego też powodu niezwykle istotne jest określenie poziomu zawartości subharmonicznych i interharmonicznych, które nie powodują powstania błędu pomiaru przekraczającego dopuszczalną zakładaną wartość i dokładność pomiaru [4]. W przypadku znacznej zawartości składowych subharmonicznych i interharmonicznych konieczne jest opracowanie nowego podejścia do pomiaru mocy czynnej.

Analizowane były przypadki zastosowania szeregu Prony’ego do tych celów. Jednak w takich sytuacjach wymagana jest duża moc obliczeniowa układu analizującego co eliminuje możliwość zastosowania tych szeregów w masowo instalowanych licznikach pomiaru energii elektrycznej.

1. Przebiegi odkształcone ze składową podstawową i zawartością wyższych harmonicznych.

W odróżnieniu od przebiegów sinusoidalnych, przy przebiegach odkształconych, suma kwadratów mocy czynnej i mocy biernej nie jest równa kwadratowi mocy pozornej.

Zgodnie z twierdzeniem Fouriera dowolny przebieg okresowy można opisać poprzez sumę składników:

• Składowa sinusoidalna o częstotliwości podstawowej (harmoniczna podstawowa, składowa podstawowa).
• Składowe sinusoidalne o częstotliwościach będących wielokrotnościami częstotliwości podstawowej (wyższe harmoniczne).
• Każdy przebieg odkształcony napięcia lub prądu może być utworzony z harmonicznych tak też każdy przebieg okresowy może być poddany rozkładowi na harmoniczne.

Odkształcenie przebiegów prądu i napięcia może być scharakteryzowane w czasie lub częstotliwości, przebieg w dziedzinie czasu charakteryzuje się na określeniu różnic pomiędzy wartościami rzeczywistego odkształconego przebiegu a wartościami wzorcowego przebiegu sinusoidalnego. Natomiast przebieg w dziedzinie częstotliwości dostarcza zbiór liczb określających rzędy, amplitudy (wartości skuteczne) i fazy poszczególnych harmonicznych. Dokonanie analizy obwodów, w których wartości elektryczne (prąd, napięcie) nie są sinusoidalnie zmienne jest dosyć trudne.

Stosujemy matematyczne przekształcenie polegające na tym, że daną funkcję niesinusoidalną zastępuje się szeregiem trygonometrycznym Fouriera, który jest nieskończoną sumą składowych przebiegów sinusoidalnych, ale o różnych amplitudach i coraz wyższych częstotliwościach (1).

Moc czynna w przebiegach odkształconych jest równa sumie mocy czynnych poszczególnych harmonicznych oraz mocy składowej stałej i jej definicja przy obecności harmonicznych to:

Dodatkowe błędy aktywnych mierników mocy spowodowane przez harmoniczne będą powodowane głównie przez ograniczenia pasma przenoszenia, zwłaszcza dla starszych mierników analogowych. Ponieważ zakłada się, że podstawowy kąt fazowy wynosi zero w naszym przykładzie, a wszystkie inne kąty są π, moc czynna będzie:

Gdzie: Rs jest całkowitą impedancją źródła, ponieważ przyjmuje się, że Φ1 równa się 0. Rs jest wtedy przyjmowane jako niezależne od częstotliwości, a zatem może być obliczane z THD jako:

Biorąc pod uwagę przedstawione zależności można obliczyć moc czynną:

Oznacza to, że całkowita moc czynna P jest maksymalnie około 4% mniejsza niż podstawowa moc czynna P1. W związku z tym błąd miernika o bardzo ograniczonej szerokości pasma wynosiłby w tej sytuacji około 4%.

Moc bierna przy przebiegach odkształconych jest równa sumie mocy biernych poszczególnych harmonicznych, czyli przy n harmonicznych ma postać:

Przykłady rozwinięć szeregu Fouriera dla wybranych przebiegów prądów niesinusoidalnych:

Dokładne pomiary niesinusoidalnych sygnałów elektrycznych mogą być dokonywane przez równoczesne pobieranie próbek napięcia i prądu w równych odstępach podczas całkowitej wielokrotności okresów częstotliwości podstawowej.

W przypadku, gdy prądy i napięcia nie są sinusoidalne, dobry opis stanu systemu zasilania wymaga oddzielenia sygnału w postaci jego składowych harmonicznych. Dotyczy to szeregu sugerowanych rozszerzeń teorii mocy w celu objęcia stanu niesinusoidalnego. W tym przypadku DFT (Dyskretna transformata Fouriera) jest skuteczną metodą obliczeniową, która umożliwia pomiary amplitud i kątów fazowych poszczególnych harmonicznych niesinusoidalnych napięć i prądów. Po ich uzyskaniu można obliczyć większość parametrów, takich jak moce i zniekształcenia harmoniczne (całkowite). Ponadto te metody obliczeniowe umożliwiają stosowanie korekcji zależnych od częstotliwości, co zwiększa również dokładność pomiarów (całkowitej) mocy czynnej sygnałów niesinusoidalnych.

Niektóre wielkości, takie jak moc bierna, nie są właściwie zdefiniowane dla sytuacji niesinusoidalnych. Ciągle są podejmowane prace w celu zrozumienia i wyjaśnienia problemów związanych z rozszerzeniem definicji mocy biernej na sytuacje niesinusoidalne. Główny wniosek jest taki, że moc bierna jest wykorzystywana do uzyskania informacji o więcej niż jednej właściwości mechanizmu przenoszenia mocy, np. kąt fazowy, wydajność transmisji i spadek napięcia linii. Nie istnieje jedna definicja, która mogłaby dostarczyć informacji o wszystkich tych właściwościach w sytuacji niesinusoidalnej. Co więcej, konstrukcja wielu instrumentów jest taka, że nie są zgodne z żadną rozszerzoną definicją pomiaru mocy. W sytuacji niesinusoidalnej liczniki będą wykazywać dodatkowe błędy z powodu tej niezgodności.

2. Błędy pomiarowe spowodowane harmonicznymi.

Całkowite zniekształcenia harmoniczne, czyli współczynnik zniekształceń (THD, d lub h), są często używane do ilościowego określania poziomu harmonicznych. Jest to dobry przykład tego, jak różne definicje mogą powodować zamieszanie i możliwe błędy. THD dla sygnału niesinusoidalnego jest zdefiniowane jako całkowita wartość skuteczna harmonicznych.

Pomiar zniekształceń harmonicznych mocy w sytuacjach niesinusoidalnych można obliczać w porównaniu do wartości składowej podstawowej U1 lub w porównaniu do całkowitej wartości skutecznej Urms. Na przykład THD dla napięcia jest zdefiniowane jako:

Poniżej 10% THD różnica między dwiema definicjami jest pomijalna. Pierwsza definicja wydaje się mieć coraz większe poparcie w organizacjach normalizacyjnych, ponieważ niektóre obliczenia są łatwiejsze dzięki tej definicji. Ze względów praktycznych liczba harmonicznych jest ograniczona, gdy obliczane jest THD; ten limit jest najczęściej w zakresie n = 30 do n = 40. Aby oddzielić napięcie THD od prądu THD, w tej używamy czasami skrótów THDU i THDI.

Chociaż przeprowadzono wiele badań przypadków w sytuacjach, w których wystąpiły problemy z wyższymi harmonicznymi, nie ma ogólnych zasad dotyczących tego, czego można się spodziewać w zakresie prądu i napięcia THD dla różnych odbiorników energii. Indywidualne mniejsze obciążenia jednofazowe, w tym komputery i energooszczędne lampy, mogą powodować prąd THD na poziomie około 100%, trójfazowe przetworniki o sztywnym napięciu powodują również zniekształcenia prądu na tym poziomie [5]. Trójfazowy konwerter 6-impulsowy bez filtrów spowoduje maksymalny prąd THD 20-30%. Większość sprzętu elektronicznego i oświetlenia fluorescencyjnego spowoduje prąd THD od 20% do 100%. Jednak harmoniczne prądu o różnych kątach fazowych częściowo się znoszą, nawet na poziomie pojedynczych odbiorników mocy. Tak więc, nawet jeśli całe obciążenie składa się z małych obciążeń wysokich THD to THD całkowitego prądu będzie znacznie niższe niż 100%. Ponadto aktualny poziom całkowity THD dla prądu nie osiągnie maksimum w warunkach wysokiego obciążenia, ponieważ urządzenia o niskim THD stanowią wówczas znaczną część obciążenia.

W przypadku większych obciążeń nieliniowych napięcie THD zależy głównie od połączonych skutków impedancji źródła i aktualnego poziomu THD. Napięcie THD będzie zatem często o 5 – 15 razy niższe niż obecne THD dla większych obciążeń. W przypadku mniejszych obciążeń nie ma takiej reguły, ponieważ napięcie THD będzie wtedy również zależeć od innych czynników, takich jak inne pobliskie obciążenia nieliniowe.

Rozsądnie wysokie wartości mogą wynosić 20-30% prądu THD i 3-5% napięcia THD. Dodatkowe błędy wynikające z wpływu harmonicznych na pomiary można podzielić na trzy grupy. Pierwszą grupą są częste błędy spowodowane nieliniowością na obwodzie wejściowym lub pomiarowym oraz ograniczoną odpowiedzią częstotliwościową. Druga grupa składa się z błędów systematycznych spowodowanych przez instrumenty wykorzystujące zasady pomiaru, które nie są zgodne z rozszerzonymi definicjami sytuacji niesinusoidalnych. Trzecia grupa błędów wynika z zastosowania różnych konkurencyjnych definicji niektórych wielkości, dając różne wyniki w sytuacjach niesinusoidalnych. Dodatkowo, jeśli zmierzone wielkości zostaną użyte w dalszych obliczeniach, błędy te będą miały wpływ na wyniki obliczeń w sposób określony przez algorytm obliczeniowy. Zwykle mierniki napięcia i prądu wskazują wartości średniej kwadratowej (RMS), które dla sygnału okresowego są podawane przez:

Bardzo często miernik mierzący wartość skuteczną nazywany jest licznikiem “prawdziwej wartości skutecznej”, aby oddzielić ten pomiar od innych mierników wskazujących wartości skuteczne, podczas gdy w rzeczywistości mierzy się coś innego, np. skorygowaną wartość średnią. Chociaż jest to raczej potoczne określenie, “prawdziwa wartość skuteczna” przyjęto ją dla uproszczenia. Dodatkowe błędy rzeczywistych liczników RMS z powodu harmonicznych będą powodowane głównie przez wyższe wymagania dotyczące szerokości pasma i liniowości dla sytuacji niesinusoidalnych. Powyższa definicja może być zastosowana do reprezentacji sygnału w szeregu Fouriera dla napięcia wartości skutecznej:

Podobnie będzie wyglądał wzór na względny prąd skuteczny:

3. Przebiegi odkształcone z zawartością subharmonicznych i interharmonicznych.

Składowe subharmoniczne napięcia i prądu to niecałkowite krotności mniejsze od częstotliwości podstawowej 50Hz czyli na przykład 27Hz.

Składowe interharmoniczne to niecałkowite wielokrotności częstotliwości podstawowej 50Hz czyli np. 177Hz mogące pojawiać się jako częstotliwości dyskretne lub jako szerokopasmowe spektrum.

W przypadku analizy interharmonicznych i subharmonicznych problem prawidłowego pomiaru przez liczniki statyczne staje się trudniejszy. Częstotliwości tych składowych nie tylko nie są całkowitymi krotnościami częstotliwości podstawowej, ale dodatkowo często ulęgają zmianie w czasie, co utrudnia pomiar.

Ze względu na obecność sygnałów harmonicznych i interharmonicznych, częstotliwość Fouriera, która jest największym wspólnym podzielnikiem dla wszystkich składowych częstotliwości występujących w sygnale, jest różna od podstawowej częstotliwości napięcia zasilającego jest zwykle bardzo mała. Przy tym sposobie analizy musimy uwzględnić dwa rodzaje problemów:

• Minimalny czas próbkowania sygnału jest długi w związku z tym liczba próbek sygnału jest duża.
• Podstawowa częstotliwość Fouriera będąca podstawą pomiaru jest trudna do odnalezienia, ponieważ częstotliwości wszystkich składowych sygnału mierzonego nie są do końca znane.

Można przytoczyć przykład sygnału z zawartością interharmonicznej: sygnał analizowany jako suma trzech składowych, podstawowej (50 Hz) i interharmonicznej (91,2 Hz) i wyższej harmonicznej (2500Hz).

Podstawowa częstotliwość Fouriera w tym przypadku to 0.2 Hz, jest ona dużo mniejsza od częstotliwości podstawowej. Okres tego sygnału to 5 s i w związku z tym minimalny czas próbkowania wynosi 5 s.

Przyjmując częstotliwość próbkowania licznika (stała impulsowania) jako 5000 próbek [2] – najmniejsza potrzebna liczba próbek M jest równa 25 000. W przypadku braku składowej interharmonicznej (91.2 Hz) minimalny czas pomiaru wynosi 20 ms a liczba próbek wynosi 100 [2].

W praktycznych zastosowaniach, ze względu na sprzętowe i softwarowe ograniczenia liczba próbek M nie może być większa niż ustalona wartość maksymalna która może zostać przeliczona przez zaimplementowany układ w liczniku energii elektrycznej. W konsekwencji ograniczany jest czas pomiaru. Przyjęcie czasu pomiaru różnego od podstawowego okresu Fouriera skutkuje nieciągłością pomiędzy sygnałem na początku i końcu okna pomiarowego. Efektem są błędy w identyfikacji okresu składowych, co jest znanym zjawiskiem tzw. przecieku widma.

Przedstawione w tym punkcie zagadnienia dotyczą cyfrowego pomiaru jednej wielkości (np. prądu, napięcia). Problemy pomiaru mocy są jednak bardziej skomplikowane. Częściowo pokazano to w artykule [4].

4. Poprawa niezawodności zasilania – liczniki AMI.

Na jakość i niezawodność dostaw energii wpływają następujące parametry:

• Niezawodność dostawy, rozumiana jako zdolność dostarczania w sposób nieprzerwany wymaganej ilości energii.
• Jakość dostarczanej energii elektrycznej, identyfikowana poprzez takie cechy dostarczanej energii jak: wartość napięcia, częstotliwość, zawartość harmonicznych, asymetria napięcia, migotanie, itp.
• Jakość obsługi odbiorcy, rozumiana jako szybkie przywrócenie zasilania, informowanie o przyczynach wyłączenia itp.

System AMI (rys. 4) pozwala nie tylko na rozliczanie energii elektrycznej ale też na dwukierunkową komunikację z licznikami energii, monitorowanie jakości energii, poprawę niezawodności, możliwość zapobiegania zakłóceniom w przypadku wystąpienia awarii sieci [9,10].

Liczniki komunalne AMI (rys. 5), pozwalają mierzyć parametry jakościowe energii elektrycznej jednak samo pojawienie się przekroczeń dopuszczalnych wartości parametrów jakości energii elektrycznej nie dostarcza żadnych informacji o przyczynach pogorszenia jakości np. napięcia. Przebiegi napięcia są bowiem efektem wzajemnego oddziaływania na siebie źródeł zasilania i odbiorników.

System AMI umożliwia też ciągłe monitorowanie i raportowanie wszelkich odchyleń od zadanych parametrów jakości energii.

Możliwe też jest dostarczanie informacji o ewentualnym nielegalnym poborze energii elektrycznej, co pozwoli na zmniejszenie strat handlowych jak też pozwoli na szybszą reakcję służb OSD.

Liczniki bilansujące AMI montowane w stacjach SN/nn pozwolą na monitorowanie zawartości harmonicznych czy wskaźnika THD, jak też umożliwią zastosowanie ewentualnych środków zaradczych w przypadku stwierdzenia występowania zakłóceń czy awarii sieci zasilającej środków zaradczych w przypadku przekroczenia dopuszczalnych czy zadanych parametrów jakości i niezawodności sieci.

Omówiona w niniejszej publikacji problematyka pomiaru mocy przy przebiegach odkształconych to zaledwie początek szczegółowej analizy, która zostanie przedstawiona w następnych artykułach. Nadmienić należy że ciągłe postępujące szukanie “oszczędności” przez odbiorców energii polegające na montażu “energooszczędnego” oświetlenia (świetlówki kompaktowe, oświetlenie diodowe , zasilacze impulsowe) , coraz bardziej popularne instalowanie mikroźródeł energii (instalacje fotowoltaiczne) powoduje coraz większe generowanie harmonicznych w sieci energetycznej zwłaszcza po stronie niskiego napięcia (przekształtniki , inwertery) stwarza to coraz większe trudności w prawidłowym zliczaniu pobieranej energii elektrycznej przez liczniki statyczne jak tez zachowanie niezawodności zasilania.

How to check your Debian release?

Type on a terminal:
cat /etc/debian_version

12.x => Bookworm
11.x => Bullseye
10.x => Buster
9.x => Stretch
8.x => Jessie
7.x => Wheezy

1. Install imapsync dependencies on a Debian system.

• Debian 12 Bookworm
deb http://deb.debian.org/debian bookworm main contrib

• Debian 11 Bullseye
deb http://deb.debian.org/debian bullseye main contrib

• Debian 10 Buster
deb http://deb.debian.org/debian buster main contrib

• Debian 9 Stretch
deb http://deb.debian.org/debian stretch main contrib

apt update && apt upgrade -y

apt install libauthen-ntlm-perl libcgi-pm-perl libcrypt-openssl-rsa-perl libdata-uniqid-perl libencode-imaputf7-perl libfile-copy-recursive-perl libfile-tail-perl libio-socket-inet6-perl libio-socket-ssl-perl libio-tee-perl libhtml-parser-perl libjson-webtoken-perl libmail-imapclient-perl libparse-recdescent-perl libproc-processtable-perl libmodule-scandeps-perl libreadonly-perl libregexp-common-perl libsys-meminfo-perl libterm-readkey-perl libtest-mockobject-perl libtest-pod-perl libunicode-string-perl liburi-perl libwww-perl libtest-nowarnings-perl libtest-deep-perl libtest-warn-perl libnet-server-perl make time cpanminus -y

2. Download IMAPsync (to some catalog):
https://www.Mario.Chivale.com/download/IMAPsync.zip
chmod +x imapsync

3. Perform a test:
./imapsync –testslive

4. Install IMAPsync on the system:
cp imapsync /usr/bin/

5. Synchronize mail between servers:

imapsync \
--host1 MailServer1 --user1 User1 --password1 Password1 \
--host2 MailServer2 --user2 User2 --password2 Password2

or

imapsync --host1 MailServer1 --user1 User1  --password1 Password1  --host2 MailServer2  --user2 User2 --password2 Password2

Change MailServer1 and MailServer2 to your E-Mail servers, User1 and User2 to your username and Password1 and Password2 to your password!

Search line:
if (” !== $dsn->getOption(‘verify_peer’) && !filter_var($dsn->getOption(‘verify_peer’, true), \FILTER_VALIDATE_BOOLEAN)) {

and replace with this line or set true to false:
if (” !== $dsn->getOption(‘verify_peer’) && !filter_var($dsn->getOption(‘verify_peer’, false), \FILTER_VALIDATE_BOOLEAN)) {

also if this line below are true, change to false:
$streamOptions[‘ssl’][‘verify_peer’] = false;
$streamOptions[‘ssl’][‘verify_peer_name’] = false;

Zakładając, iż masz już poprawnie zainstalowany system Debian 12 w wersji 12, oraz serwer stron www (internetowych), a nie masz obsługi PHP w wersji 8.3, postępuj wedle poniższych kroków:

Przygotowanie do instalacji:

apt-get update && apt-get upgrade -y
apt install ca-certificates apt-transport-https software-properties-common lsb-release
curl -sSL https://packages.sury.org/php/README.txt | sudo bash -x
apt-get update && apt-get upgrade -y

Przykładowa instalacja w konfiguracji:

apt install php8.3 php8.3-cgi php8.3-cli php8.3-common php8.3-curl php8.3-fpm php8.3-http php8.3-imagick php8.3-imap libapache2-mod-fcgid libapache2-mod-php8.3 php8.3-maxminddb php8.3-mbstring php8.3-memcache php8.3-memcached php8.3-mysql php8.3-oauth php8.3-opcache php8.3-pgsql php8.3-redis php8.3-soap php8.3-xml php8.3-xsl php8.3-yaml php8.3-zip -y
a2enmod proxy_fcgi setenvif
a2enconf php8.3-fpm
systemctl restart apache2

• Trasy przewodowe (kablowe) zasilające oświetlenie uliczne czy znaki drogowe o napięciu do 1kV powinny być układane na głębokości 50 cm pod chodnikiem lub drogą rowerową.
• W przypadku kabli o napięciu do 1kV poza obszarami rolnymi, minimalna głębokość wynosi 70 cm, a dla napięć od 1kV do 30kV – co najmniej 80 cm.
• Na obszarach rolnych, głębokość układania kabli wynosi nie mniej niż 90 cm, a dla napięć powyżej 30kV – co najmniej 1 metr.
• Jeśli konieczne jest układanie kilku kabli, muszą one być od siebie oddalone w pionie o nie mniej niż 70 cm.

Alternatywą może być stosowanie dodatkowych osłon otaczających przewody, co umożliwia mniejsze zagłębienie, jednakże wymaga to spełnienia określonych warunków środowiskowych czy geodezyjnych.

Typy przewodów elektrycznych i ich odporność
Wybór odpowiednich przewodów jest kluczowy dla trwałości i bezpieczeństwa instalacji. Przewody używane do układania w ziemi muszą charakteryzować się zwiększoną odpornością na warunki atmosferyczne i mechaniczne. Przewody o podwyższonej izolacji są powszechnie stosowane, a ich rodzaj zależy od warunków konkretnego miejsca instalacji.

Norma określa, że w przypadku gleby piaszczystej kabel powinien być układany na dnie wykopu. Jeśli gleba jest zróżnicowana, zaleca się ułożenie na dnie wykopu co najmniej 10-centymetrowej warstwy piasku, na której układa się kabel. Następnie kabel jest zasypywany drugą warstwą piasku, a całość może być pokryta gruntową warstwą. Alternatywą jest stosowanie osłon otaczających do kabli, umożliwiających mniejsze zagłębienie, co może być niezbędne w trudnych warunkach środowiskowych lub geodezyjnych.

Oznakowanie i zagłębienia dodatkowe
Aby zabezpieczyć instalację przed uszkodzeniami i ułatwić ewentualne prace naprawcze, konieczne jest właściwe oznakowanie przewodów. Norma określa kolorystykę oznakowania w zależności od napięcia, a także minimalne zagłębienia dla różnych warunków glebowych. W przypadku gruntu piaszczystego zaleca się ułożenie dodatkowej warstwy piasku pod i nad kablem.

Odpowiednie oznakowanie kabli jest kluczowe dla bezpiecznego użytkowania instalacji. Trasa linii kablowej musi być oznaczona siatką lub folią kablową z tworzywa sztucznego, zgodnie z wymogami dotyczącymi kolorów w zależności od napięcia znamionowego kabla.

• Przy napięciu do 1kV kolor niebieski.
• Powyżej 1kV kolor czerwony.

Siatka lub folia powinna być umieszczona i zasypana nie mniej niż 25 cm, ale nie więcej niż 35 cm nad kablem.

Dodatkowo, przewody powinny być zabezpieczone przed uszkodzeniem mechanicznym, co można osiągnąć poprzez stosowanie odpowiednich osłon otaczających.

Zabezpieczenia przewodów w kontekście przepisów
Przepisy dotyczące bezpiecznego układania przewodów obejmują także odległości od granic działek i innych obiektów. Zgodnie z przepisami, kable należy umieszczać co najmniej 50 cm od granicy działki. Istnieją również specyficzne odległości od innych urządzeń podziemnych, takich jak rurociągi czy zbiorniki.

Podczas układania przewodów w ziemi istnieje szereg przepisów i norm regulujących tę kwestię. Norma N-SEP-E-004 precyzuje również odległość kabli od granic działki, rurociągów, zbiorników czy ścian budynków. Przestrzeganie tych przepisów jest kluczowe dla bezpiecznej eksploatacji instalacji elektrycznej.

W niektórych sytuacjach, ze względów środowiskowych czy geodezyjnych, rozważa się zastosowanie dodatkowych osłon otaczających lub mniejszego zagłębienia. Takie rozwiązania jednak powinny być stosowane z umiarem, a każde odstępstwo od normy powinno być skonsultowane z profesjonalistą z branży.

Układanie przewodów elektrycznych w ziemi to proces wymagający skrupulatności i przestrzegania norm. Zrozumienie głębokości układania, rodzajów kabli, zasad oznakowania i przepisów bezpieczeństwa jest kluczowe dla zapewnienia niezawodności i bezpieczeństwa infrastruktury elektrycznej. Przed rozpoczęciem prac zaleca się konsultację z doświadczonymi specjalistami oraz dokładne zapoznanie się z obowiązującymi przepisami, co pozwoli uniknąć potencjalnych problemów i zagwarantuje prawidłowe funkcjonowanie instalacji elektrycznej.

<?php
$DBType = "mysql";
$DBHost = "database-host";
$DBPort = "3306";
$DBEnco = "utf-8";
$DBUser = "database-user";
$DBPass = "database-password";
$DBName = "database-name";
try {
$DBCon=new PDO("$DBType:host=$DBHost;port=$DBPort;encoding=$DBEnco;dbname=$DBName",$DBUser,$DBPass);
$DBCon->setAttribute(PDO::ATTR_ERRMODE,PDO::ERRMODE_EXCEPTION);
// Connected
} catch(PDOException $DBError) {
// Not Connected
echo '<strong>'.$DBError->getMessage().'</strong>';
exit;
}
?>