Automatyka i sterowanie

aktualizacja 30.06.2008 r.)

Spis treści:

1. Zakres stosowania i podział
2. Elementy urządzeń AKP
3. Pomiary w energetyce
4. Miejsce instalowania układów pomiarowych
5. Automatyka elektroenergetyczna
6. Zasady eksploatacji

Zakres stosowania i podział

Ze względu na zakres stosowania, aparatura kontrolno-pomiarowa, określana skrótem AKP oraz urządzenia i instalacje automatycznej regulacji, sterowania i zabezpieczeń mogą być uważane jako urządzenia energetyczne, jeżeli dotyczą:

— urządzeń prądotwórczych przyłączonych do krajowej sieci elektroenergetycznej bez względu na napięcie znamionowe,

— 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 20 kW wzwyż,

— urządzeń elektrotermicznych,

— urządzeń do elektrolizy,

— sieci elektrycznego oświetlenia ulicznego,

— elektrycznej sieci trakcyjnej.

Ze względu na miejsce zainstalowania, aparaturę kontrolno-pomiarową można podzielić na stosowaną:

— w elektrowniach,

— w stacjach transformatorowo-rozdzielczych,

— w zakładach przemysłowych,

— w gospodarce komunalnej,

— w podstacjach trakcyjnych.

Ze względu na funkcję, aparaturę kontrolno-pomiarową można podzielić na:

— układy pomiarowe,

— układy sterowania pracą urządzeń,

— układy regulacyjne,

— układy automatyki sieciowej,

— układy automatyki przemysłowej,

— zabezpieczenia elektroenergetyczne i blokady.

Aparatura kontrolno-pomiarowa ma za zadanie kontrolę i odtwarzanie warunków eksploatacyjnych. W skład urządzeń AKP mogą wchodzić: źródła umożliwiające regulację prądu, napięcia, mocy, częstotliwości itp., przyrządy pozwalające mierzyć określone wielkości elektryczne i nieelektryczne oraz elementy do pomiaru i regulacji czasu działania układów. Układy AKP, regulacji i automatyki w najszerszym zakresie występują w elektrowniach.

Układy pomiarowe znajdują zastosowanie głównie w przedsiębiorstwach energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, paliw gazowych, ciepła oraz kontroli urządzeń i układów o istotnym znaczeniu dla zawartych umów i prawidłowości rozliczeń.

Układy zabezpieczeń przekaźnikowych wchodzą w skład obwodów wtórnych rozdzielni i stacji elektroenergetycznych. Zakres i rodzaj zabezpieczeń elektroenergetycznych, w które powinny być wyposażone sieci i urządzenia elektryczne, określają Przepisy Budowy Urządzeń Elektroenergetycznych.

Rodzaje, zakres badań i wymagania stawiane zabezpieczeniom i przekaźnikom są ujęte w normach na przekaźniki i w instrukcjach badania zabezpieczeń. Polskie Normy zawierają również dział dotyczący przyrządów pomiarowych i środków automatyzacji, obejmujący: przyrządy do pomiaru czasu, przyrządy do pomiaru poziomu, przyrządy do pomiaru ciśnienia, przyrządy do pomiaru szybkości przepływu, przyrządy do pomiaru prędkości, przyspieszenia i drgań, przyrządy do pomiaru temperatury, przyrządy do pomiaru wielkości elektrycznych i magnetycznych, przyrządy do oznaczania składu, stanu i właściwości substancji, regulatory pneumatyczne, regulatory elektryczne, przyrządy do zdalnego miernictwa, sterowania i sygnalizacji, przyrządy i urządzenia pomiarowe elektroniczne.

Elementy urządzeń AKP

W skład AKP i układów regulacyjno-sterowniczych mogą wchodzić następujące elementy:

·         sterownicze elementy komutacyjne: łączniki o napędzie ręcznym, łączniki typu teletechnicznego, łączniki energoelektroniczne, łączniki elektromagnetyczne i mechaniczne, łączniki krańcowe, łączniki pływakowe i ciśnieniowe,

·         przekaźniki: elektroenergetyczne pomiarowe, pomocnicze pośredniczące, 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.

Pomiary w energetyce

Pomiary w energetyce powinny odpowiadać następującym wymaganiom ogólnym:

·         W elektrowniach energetyki zawodowej i przemysłowych, układy pomiarowe powinny umożliwiać ustalenie ilości energii elektrycznej czynnej i biernej:

1) wyprodukowanej przez generatory,

2) zużytej na potrzeby własne dla celów produkcji energii elektrycznej i cieplnej,

3) zużytej na potrzeby administracyjno-gospodarcze elektrowni,

4) zużytej na potrzeby produkcji ubocznej,

5) zużytej na potrzeby budowy nowych obiektów elektrowni,

6) oddanej na zewnątrz elektrowni,

7) 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, ilości energii elektrycznej pobranej przez poszczególne bloki.

·         W elektrowniach o mocy zainstalowanej w generatorach powyżej 2 MW, układy pomiarowe powinny umożliwiać wyodrębnienie z ogólnej ilości energii elektrycznej czynnej zużytej na potrzeby własne ilości energii pobranej w szczególności przez następujące grupy urządzeń:

1) pompy wody zasilającej,

2) młyny węglowe,

3) wentylatory młynowe,

4) wentylatory kotłowe,

5) pompy wody sieciowej,

6) elektrofiltry.

·         W sieciach i stacjach elektroenergetycznych energetyki zawodowej, układy pomiarowe powinny umożliwiać ustalenie energii elektrycznej czynnej i biernej:

1) dla sporządzania bilansów energii elektrycznej, oddzielnych dla urządzeń o napięciu znamionowym 220 kV i wyższym, 110 kV oraz poniżej 110 kV,

2) wymienianej pomiędzy jednostkami organizacyjnymi objętymi obowiązkiem sporządzania bilansów lub sporządzania rozliczeń wewnętrznych,

3) przepływającej przez elementy sieci w zakresie pozwalającym na ustalenie i kontrolę wielkości strat energii elektrycznej w całej sieci lub w jej poszczególnych elementach,

4) zużytej na potrzeby własne stacji elektroenergetycznych.

·         Układy pomiarowe zainstalowane pomiędzy siecią energetyki zawodowej i siecią (instalacją) odbiorcy powinny umożliwiać:

1) ustalenie ilości energii elektrycznej czynnej pobranej przez odbiorcę z sieci energetyki zawodowej lub oddanej do tej sieci,

2) ustalenie ilości energii elektrycznej biernej pobranej z sieci energetyki zawodowej lub oddanej do tej sieci przez odbiorców podlegających rozliczeniom za tę energię,

3) kontrolę przestrzegania przez odbiorców ustalonych warunków pobierania energii elektrycznej.

·         U odbiorców przemysłowych układy pomiarowe powinny umożliwiać ustalenie ilości energii elektrycznej czynnej

      i biernej:

1) pobranej z zewnątrz i oddanej na zewnątrz z podziałem na:

a) własne elektrownie,

b) sieć energetyki zawodowej,

c) innych dostawców i odbiorców,

2) zużytej przez wyodrębnione jednostki organizacyjne odbiorcy,

3) zużytej na potrzeby technologiczno-produkcyjne,

4) zużytej na potrzeby administracyjno-gospodarcze. ­

 Miejsce instalowania układów pomiarowych

·         Elektrownie energetyki zawodowej i przemysłowej należy wyposażyć:

1) w rozliczeniowe układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i biernej:

a) każdy generator,

b) każdą linię (odczep) zasilającą urządzenia elektroenergetyczne potrzeb własnych, w układzie blokowym   generator-transformator,

c) każdą linię zasilającą urządzenia elektroenergetyczne potrzeb własnych z rozdzielni sieciowej elektrowni   lub

z zewnątrz,

d) każdą linię lub grupę linii zasilanych z szyn zbiorczych o napięciu generatorowym,

e) każdą linię zasilającą szyny zbiorcze o napięciu generatorowym,

f) każdą linię odchodzącą z rozdzielni potrzeb własnych dla zasilania produkcji ubocznej lub obiektów administracyjno-gospodarczych elektrowni oraz zasilania obcych odbiorców lub budowy nowych obiektów,

2) w kontrolne układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i biernej:

a) każdy z podwyższających napięcie lub blokowych transformatorów po stronie:

    — uzwojenia górnego napięcia – dla transformatorów dwuuzwojeniowych,

    — uzwojeń górnego i średniego napięcia – dla transformatorów trójuzwojeniowych,

b) każdą linię odchodzącą z urządzeń elektroenergetycznych potrzeb własnych dla zasilania obcych odbiorców, jeżeli rozliczeniowy układ pomiarowy jest zainstalowany u odbiorcy poza terenem elektrowni,

3) w kontrolne układy pomiarowe z licznikami tylko energii czynnej:

a) linie zasilające poszczególne grupy urządzeń, o których mowa w § 9 ust. 3,

b) każdą linię, zasilającą rozdzielnię potrzeb własnych bloku generator­-transformator, z rezerwowego transformatora potrzeb własnych lub z innej rozdzielni potrzeb własnych.

·         W liniach zasilających urządzenia elektroenergetyczne potrzeb własnych elektrowni rozliczeniowe układy pomiarowe należy instalować po stronie uzwojenia górnego napięcia transformatora potrzeb własnych. W wypadkach technicznie uzasadnionych dopuszcza się instalowanie tych układów pomiarowych po stronie uzwojenia dolnego napięcia transfor­matora, z tym że pomierzone lub obliczone straty energii na transformację powinny obciążać elektrownię.

·         Stacje elektroenergetyczne energetyki zawodowej należy wyposażyć:

1) w rozliczeniowe układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i biernej:

a) transformatory, z wyłączeniem transformatorów wymienionych pod lit. b) o górnym napięciu znamionowym 110 kV i wyższym po stronie:

    — uzwojenia dolnego napięcia – dla transformatorów dwuuzwojeniowych,

    — uzwojeń średniego i dolnego napięcia – dla transformatorów trójuzwojeniowych,

b) transformatory zasilające bezpośrednio jednego odbiorcę przemy­słowego — po stronie uzwojenia górnego   napięcia,

c) linie o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym stanowiące powiązania pomiędzy urządzeniami jednostek organizacyjnych objętych obowiązkiem rozliczeń finansowych,

d) linie zasilające urządzenia elektroenergetyczne potrzeb własnych,

e) kompensatory synchroniczne,

2) w kontrolne układy pomiarowe z licznikami energii czynnej i biernej:

a) transformatory o górnym napięciu znamionowym 220 kV i wyższym — po stronie uzwojenia górnego napięcia,

b) linie o napięciu znamionowym 220 kV i wyższym, nie wyposażone w rozliczeniowe układy pomiarowe.

·         U odbiorców energii elektrycznej należy instalować:

1) rozliczeniowe układy pomiarowe odpowiednie do wymagań przepisów taryfowych:

a) na granicy podziału między siecią energetyki zawodowej i siecią (instalacją) odbiorcy w wypadku zasilania odbiorcy z sieci o napięciu wyższym niż 1 kV, z wyjątkiem odbiorców wymienionych pod lit. b),

b) 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 transformatorowej służącej wyłącznie dla potrzeb tego odbiorcy,

c) w punktach wskazanych przez odbiorcę (inwestora) i uzgodnionych z dostawcą energii elektrycznej w wypadku zasilania odbiorcy z sieci o napięciu 1 kV i niższym,

d) w liniach zasilających obcych odbiorców,

2) w technicznie uzasadnionych wypadkach dopuszcza się instalowanie rozliczeniowego układu pomiarowego po stronie uzwojenia dolnego 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:

1) przy pobieraniu mocy maksymalnej 3 kW i mniejszej — należy instalować układ pomiarowy z jednym wspólnym licznikiem trójfazowym dla pomiaru energii zużywanej przez jedno- i trójfazowe odbiorniki; w wypadku zainstalowania licznika przeciążalnego, moc tę można powiększyć tyle razy, ile wynosi przeciążalność licznika,

2) przy pobieraniu mocy maksymalnej większej niż określona w pkt 1 ­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 organów administracji miar.

Oprócz pomiarów podstawowych wielkości elektrycznych, takich jak napięcie, natężenie prądu, energia i moc czynna, energia i moc bierna, współczynnik mocy i częstotliwość prądu, urządzenia energetyczne, a w szczególności urządzenia elektrowni, wymagają opomiarowania szeregu wielkości nieelektrycznych:

— pomiaru temperatury,

— pomiaru ciśnienia,

— pomiaru strumienia płynów,

— analizy gazów i spalin.

Wybór metody i przyrządów pomiarowych zależy od rodzaju i budowy określonego urządzenia, warunków otoczenia oraz od tego, czy układ pomiarowy ma służyć do monitorowania i rejestracji danej wielkości fizycznej, czy też jest elementem sterującym układ regulacyjny lub automatykę.

 Automatyka elektroenergetyczna

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa (EAZ) ma za zadanie zabezpieczenie urządzeń elektroenergetycznych w przypadku wystąpienia uszkodzeń, niedopuszczenie do rozszerzania się awarii oraz ochronę ludzi i urządzeń znajdujących się w pobliżu uszkodzonych urządzeń systemu energetycznego. EAZ musi reagować na występujące uszkodzenia, do których należą:

— zwarcia w sieciach elektroenergetycznych,

— przerwy w przewodach,

— utrata ciągłości zasilania,

— uszkodzenia generatorów: zwarcia w stojanie wielofazowe, doziemne i zwojowe, zwarcia w wirniku, utrata wzbudzenia, nadmierna asymetria, nadmierny wzrost temperatury, uszkodzenia mechaniczne generatora i napędu,

— uszkodzenia transformatorów: zwarcia wewnętrzne międzyfazowe, doziemne i zwojowe, nadmierny wzrost temperatury, uszkodzenia mechaniczne,

— utrata równowagi współpracy równoległej generatorów z systemem, 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.

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, regulacja napięcia transformatorów zaczepowych i transformatorów regulacyjnych dodawczych, regulacja mocy biernej baterii kondensatorów i statycznych kompensatorów mocy biernej VAR,

— samoczynna regulacja częstotliwości SRC generatorów (turbin),

— samosynchronizacja, układy forsowania wzbudzenia generatorów,

— sterowanie obciążeniem za pomocą częstotliwości akustycznej SCA,

— automatyka przeciwkołysaniowo odciążająca APKO,

— lokalne rezerwowanie wyłącznika LWR.

      Ogólnie EAZ można podzielić na automatykę eliminacyjna, powodującą samoczynne wyłączenie uszkodzonych urządzeń, automatykę prewencyjną powodującą niedopuszczenie do zagrożenia pracy układu (np. SCO i APKO) i automatykę restytucyjną, której zadaniem jest przywracanie normalnych warunków pracy układu (np. SPZ lub SZR).

Automatyka samoczynnego ponownego (powtórnego) załączania służy do eliminacji wpływu krótkotrwałych zwarć przemijających, stanowiących około 70% uszkodzeń występujących w sieciach napowietrznych systemu. Jeżeli czas trwania zwarcia nie przekracza 0,3¸1 s to układ szybkiego SPZ zapewnia praktycznie bezprzerwowe zasilanie. Układy tzw. SPZ powolnego, zapewniają podanie napięcia na uprzednio wyłączoną linię po czasie dłuższym niż 1 s. W przypadku zwarć trwałych wyłączenie jest definitywne.

Oprócz funkcji związanych z podawaniem sygnałów na wyzwalanie wyłącznika po odpowiednim sprawdzeniu stanu napięcia w sieci, automatyka SPZ powinna posiadać szereg blokad, a mianowicie

— od niejednoczesności wyłączenia wszystkich kolumn wyłącznika,

— od niesprawności napędu wyłącznika,

— działania przy wyłączeniach programowych i operacyjnych,

— nieprawidłowości współpracy z zabezpieczeniami odległościowymi,

— zadziałania przy samoczynnym załączeniu rezerwy SZR lub lokalnej rezerwy wyłącznikowej.

Automatyka załączania rezerwy SZR ma za zadanie utrzymanie zasilania najważniejszych linii i odbiorów elektroenergetycznych w przypadku zaniku lub nadmiernego obniżenia się napięcia. 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 załączeniem na zwarcie (bezzwłoczność wyłączenia), układy automatyki SZR powinny być wyposażone w:

— uzależnienie działania od stanu położenia wyłącznika podstawowego i odłącznika pola pomiarowego napięcia,

— możliwość zdalnego blokowania i odblokowania,

— blokadę przed wystąpieniem opozycji faz lub napięciami resztkowymi silników,

— możliwość programowania pracy z uwzględnieniem rezerwy jawnej i ukrytej.

Automatyka częstotliwościowego odciążania SCO ma za zadanie ochronę przed powstaniem deficytu mocy czynnej, powodującego spadek częstotliwości w sieci. Układ powoduje stopniowe wyłączanie grup odbiorców przy obniżaniu się częstotliwości. Zwiększenie skuteczności działania układów SCO daje pomiar pochodnej częstotliwości w czasie. Układy SCO muszą być blokowane przed działaniem spowodowanym wybiegiem silników lub załączaniem baterii kondensatorów.

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 zwiększenie prądu przy zwarciu doziemnym w sposób sztuczny. Uzyskuje się to przez automatyczne włączenie odpowiedniego rezystora szeregowo do dodatkowego uzwojenia cewek gaszących lub transformatora uziemiającego. AWSC działa z opóźnieniem rzędu 3 s. Maksymalny czas załączenia rezystora wymuszającego wynosi zwykle 5 s. Zanik doziemienia przed załączeniem się rezystora powinien powodować odwzbudzenie automatyki.

Automatyka odwbudzania generatora SGP powinno powodować 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 wzbudzenia powodujących zwieranie obwodu przez odpowiednią rezystancję lub wywołanie na rezystorach spadków napięcia przeciwnie skierowanych do napięcia wzbudnicy. Układy SGP muszą być zabezpieczone przed możliwością wystąpienia przebiegunowania wzbudnicy.

Układ automatycznego forsowania wzbudzenia generatora, tzw. wzbudzenie 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.

Układy automatycznej regulacji napięcia i regulacji częstotliwości generatorów stanowią ich typowe wyposażenie i są dostarczane przez producenta lub dostawcę maszyn w elektrowniach.

Istotą sterowania przy pomocy sygnałów o częstotliwości akustycznej SCA jest przesyłanie impulsów o częstotliwości akustycznej (u nas zwykle 216 i 2/3 Hz) istniejącą siecią elektroenergetyczną bez stosowania dodatkowych torów transmisji. System SCA jest przeznaczony do kształtowania obciążeń sieci rozdzielczej przez programowe lub dyspozytorskie sterowanie mocą odbiorców zarówno indywidualnych jak i przemysłowych. SCA ma zastosowanie do przełączania taryf dla grup odbiorców, sterowania oświetleniem publicznym dróg, sygnalizacji ruchu, itp.

Ogólnie automatykę elektroenergetyczną EAZ można podzielić na:

— automatykę eliminacyjną, powodującą samoczynne wyłączenie uszkodzonych urządzeń,

— automatykę prewencyjną, której zadaniem jest niedopuszczenie do zagrożenia pracy układu (np. SCO i APKO),

— automatykę restytucyjną, której zadaniem jest przywracanie normalnych warunków pracy układu (np. SPZ lub SZR).

Zasady eksploatacji

Układy pomiarowe, sygnalizacji, zabezpieczeń i automatyki podlegają zasadom eksploatacji i wymaganiom wynikającym z instrukcji dostarczonych przez producenta i przedmiotowych instrukcji eksploatacji. 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 zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci [Dz.U.05.2.6 ogłoszony dnia 6 stycznia 2005 r.].

W szczególności dotyczy to urządzeń energetycznych, przy eksploatacji których wymagane jest posiadanie odpowiednich kwalifikacji, określonych w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 28 kwietnia 2003 roku, w sprawie szczegółowych zasad stwierdzania posiadania kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci [Dz.U.03.89.828 ogłoszony dnia 21 maja 2003 r.].

W odniesieniu do urządzeń AKP, sterowania i automatyki, instrukcja ruchu i eksploatacji powinna określać w szczególności:

·         nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej,

·         zasady regulacji nastaw odpowiednio do programu pracy urządzeń,

·         zakres i zasady prowadzenia dokumentacji ruchowej i rejestrowania wskazań aparatury pomiarowej

·         zakres i terminy oględzin i przeglądów,

·         zasady i zakres badań i pomiarów.

Tabela 1. Podstawowe pomiary i badania eksploatacyjne urządzeń AKP

Zasady podane w tabeli 1 dotyczą badania obwodów wtórnych zabezpieczeń i automatyki zabezpieczeniowej, układów pomiarowych, układów rejestrujących, układów telemechaniki, sterowania i sygnalizacji. Różnorodność tych układów i coraz większy udział w nich elektroniki i energoelektroniki powodują, że za podstawę prawidłowej eksploatacji 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.

Badania okresowe układów automatyki zabezpieczeniowej EAZ mogą mieć charakter i zakres badań podstawowych lub badań skróconych. W tabeli 2 podano zalecaną częstość wykonywania badań eksploatacyjnych układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej dla poszczególnych rodzajów urządzeń.

Tabela 2. Zalecane terminy badań eksploatacyjnych EAZ urządzeń elektroenergetycznych

x - badanie podstawowe, xx - badanie skrócone

Zakres badań podstawowych i skróconych określają normy przedmiotowe i fabryczne instrukcje eksploatacji.