[quote=“w3501yyyy, post:40, topic:15182, full:true, full:true”]
Na podstawie danych podanych przez Marcina. Jasno wyjaśniły co i dlaczego się dzieje. Mój pomiar jedynie potwierdził tę teorię
[/quote] Tylko że na podstawie NC RfG, który zamieściłeś, wynika, że:
“O ile właściwy OS w porozumieniu z OSP nie postanowi inaczej, PPM powinien być zdolny do generacji dodatkowego, szybkiego prądu zwarciowego, zgodnie z poniższą charakterystyką statyczną z nastawialną wartością współczynnika K w zakresie 2-10 w czasie: …” .
Dotyczy to PPM, czyli Modułu Parku Energii (cokolwiek to znaczy).
Wydaje mi się, że NC RfG to bardzo ogólny dokument i tylko w niewielkim stopniu reguluję prace falownika Kowalskiego a z pewnością nie znalazłem tam odpowiedzi na nurtujące nas pytania, czyli czasu odłączenia inwertera przy zwarciu - wręcz przeciwnie, jeżeli art. 14 dotyczy falownika Kowalskiego (w co trochę powątpiewam), to mowa w nim o “czasie pozostania w pracy podczas zwarcia”.
Dorzucę Wam trochę, żebyście komfortowo dalej mogli ten włos na 16 części dzielić 
1.Z dyrektywy: „moduł parku energii” („PPM”) oznacza jednostkę lub zestaw jednostek wytwarzających energię elektryczną, która(-y) jest przyłączona(-y) do sieci w sposób niesynchroniczny lub poprzez układy energoelektroniki, i która(-y) ma również jeden punkt przyłączenia do systemu przesyłowego, systemu dystrybucyjnego, w tym zamkniętego systemu dystrybucyjnego, lub systemu HVDC". W praktyce dla mikroinstalacji i małych instalacji (moduł wytwarzania typu A) przyłączonych do sieci na napięciu niskim wymagania techniczne (odnośne dla danego typu modułu wytwarzanie A, D, C, D) realizowane są przez każdy falownik.
2. Praktyczna implementacja dyrektywy NC RfG wygląda tak: PSE (operator systemu przesyłowego) za pośrednictwem OSD wdraża dyrektywę, m. in. poprzez dopuszczenie do instalowania jedynie falowników spełniających dyrektywę. Żeby wszystkim było łatwiej, dogadali się z PTPiRE że właśnie to Towarzystwo czuwać będzie nad zgodnością źrodeł (w tym falowników PV) z dyrektywą. Pod adresem Wykaz certyfikatów - PTPiREE
dostępny jest wykaz certyfikatów urządzeń akceptowalnych do przełączenia do sieci. Z kolei pod adresem http://www.ptpiree.pl/opracowania/kodeksy-sieci/warunki-i-procedury
dostępne są dokumenty przybliżające zakres danych technicznych gwarantowanych certyfikatem NC RfG.
3. Dyskusja o tym czy i który producent spełnia wszystkie deklarowane wymagania jest bezprzedmiotowa. Jeżeli jesteście w stanie udowodnić że jakieś nie spełniają to trzeba uruchomić procedury nadzoru rynku.
4. Zapisy dotyczące zdolności generacji prądu zwarciowego w ogóle nie dotyczą modułów typu A - to zupełnie inne zagadnienie. Chodzi o duże źródła (farmy fotowoltaiczne czy wiatrowe, które mają jakiś magazyn energii gwarantujący pewną inercję (magazyn bateryjny lub magazyn w masach wirujących) który w przypadku zwarcia “pomaga” generatorom wirującym utrzymać pracę sieci, czyli zmniejszyć zmianę częstotliwości i zapad napięcia wywołany zwarciem.
5.W rozpatrywanym przez Panów przypadku (falownik on-grid) reakcja na zwarcie w sieci TN-C będzie miała dwa możliwe scenariusze (oczywiście pod warunkiem że zabezpieczenia nadprądowe na odpływach dobrane są prawidłowo):
a.) zwarcie na odpływie końcowym (w głębi instalacji): wyłącza zabezpieczenie odpływu, falownik tego prawie nie zauważa, reszta instalacji pracuje prawidłowo;
b) zwarcie na kablu do falownika: zabezpieczenie nadprądowe od strony sieci do falownika wyłącza, falownik traci sieć i jest wyłączony przez\ własne zabezpieczenie antywyspowe (element wymagany w każdym module typu A). Jeżeli zabezpieczenie które wyłączyło jest jednocześnie zabezpieczeniem głównym instalacji - instalacja zostaje bez napięcia, jeśli falownik miał własne (zewnętrzne - w rozdzielnicy) zabezpieczenie od strony sieci - po wyłączeniu falownika reszta instalacji pracuje bez zakłóceń.
6. Do kol. Elmontjs: potraktuj przyłączenie on-gridowego falownika fotowoltaicznego do sieci TN-C jak modernizację instalacji w mieszkaniu na 5-tym piętrze bloku. Od skrzynki licznikowej w stronę mieszkania robisz instalację TN-S ale jest ona zasilana z instalacji TN-C WLZ. Nie uziemisz punktu rozdziału bo nie wyrzucisz przewodu uziemiającego przez okno, a jakbyś właścicielowi mieszkania zaproponował żeby załatwił i pokrył koszty ułożenia tego przewodu przez całą klatkę schodową to albo nie będzie remontu albo zrobi go inny elektryk.
W naszym przypadku, biorąc pod uwagę że w instalacji on-grid udział prądu zwarciowego którego źródłem mógłby być falownik - zarówno pod względem wartości prądu jak i czasu - jest pomijalny, potraktuj go jako odbiornik. Tu przynajmniej najprawdopodobniej będziesz mógł uziemić punkt rozdziału PEN
[quote=“DesignMaintenance, post:42, topic:15182, full:true, full:true”]
Do kol. Elmontjs: potraktuj przyłączenie on-gridowego falownika fotowoltaicznego do sieci TN-C jak modernizację instalacji w mieszkaniu na 5-tym piętrze bloku
[/quote] No i to jest, póki co, jedyny tok myślenia a bardziej kompromis, aby móc przychylić się ku pozytywnemu orzeczeniu przy przeglądzie instalacji TN-C z fotowoltaiką (on grid). Dr E. Musiał nazwał to “stanem przejściowym” i może taki trwać do chwili modernizacji instalacji. Wszyscy wiemy, że tak się montuje instalacje PV od początku ich istnienia - musimy to akceptować. Próbuję kolegom tylko zwrócić uwagę, że ów “stan przejściowy”, choć wszyscy wiemy, że jest i ma zastosowanie, to niestety nie ma odzwierciedlenia w żadnej normie, ani rozporządzeniu - to taki twór na potrzebę chwili. [quote=“DesignMaintenance, post:42, topic:15182, full:true, full:true”]
falownik - zarówno pod względem wartości prądu jak i czasu - jest pomijalny, potraktuj go jako odbiornik
[/quote] Tu kolega, jak większość, bardzo spłyca problem (bo tak wygodniej) nie mając ku temu żadnych twardych danych - jedynie (o ile pamiętam z innego wątku) badanie własne inwertera jednego z wiodących na rynku producentów. Oczekiwałbym zapisu w normie, czy chociaż w takim dokumencie jak: NC RfG wymogu dla producentów falowników, którego potwierdzenie musiałoby się znaleźć w CE a dotyczącego czasu wyłączenia; albo ogólnej liberalizacji zasad ochrony pp w “obwodach fotowoltaiki”. Poza tym jest jeszcze jedno “ale” , jest mnóstwo falowników, których odłączenie, o którym dyskutujemy, realizowane jest tylko układem elektronicznym nie dającym żadnej gwarancji galwanicznej przerwy a pamiętajmy, że z drugiej strony tej skrzynki mamy kilkaset woltów d.c. i wewnątrz nie małą moc zebraną w kondensatorze.
Zacznę od drugiego zagadnienia: skoro OSD uznaje potwierdzone na zgodność z dyrektywą zabezpieczenia antywyspowe powodujące wyłączenie generacji (które także “zatrzyma się” na łącznikach energoelektronicznych falownika)po utracie napięcia od strony sieci za wystarczające, to nie widzę powodu dla którego nie mamy tego uznawać przy naszych ocenach ochrony przeciwporażeniowej. Pamiętaj że jednym z głównych powodów istnienia tych zabezpieczeń jest bezpieczeństwo brygad OSD lub zewnętrznych kontraktorów, które mogą wykonywać prace na przyłączu bądź nieizolowanej linii napowierznej.
Co do twardych uregulowań normatywnych, musimy się chyba przyzwyczaić do tego że co do niektórych zagadnień ich nie ma i zawsze będą jakieś zagadnienia nimi nie objęte. Ochrona przeciwporażeniowa w pewnym zakresie podlega uregulowaniom krajowym. Norma 64364-4-41 i uzupełniające ją arkusze obejmuje bardzo szeroki wachlarz sieci i środków ochronnych i choćby z tego powodu - mimo że większość aspektów omawia bardzo szczegółowo - to jednak musi mieć charakter ogólny i nigdy nie będzie obejmowała wszystkich możliwych zderzeń istniejących układów i urządzeń. Normalizacja i przepisy zawsze pozostają mniej lub bardziej w tyle za rzeczywistością. W tych obszarach pozostaje wiedza i zdrowy rozsądek. Budować jak najlepiej i jak najbezpieczniej, ale tak aby zbudować się dało i żeby to co zbudowano było funkcjonalnie zdolne do w miarę niezawodnego działania. Oczywiście zawsze pozostaną pomysły przy których tych dwóch aspektów nie da się połączyć, ale nie są one zbyt liczne.
Panowie, pytanie bardziej do pomiarowców. Załóżmy:
- sieć napowietrzna dł. np 800m.
- Do sieci przyłączone jest np 10 instalacji PV o mocy 6 kWp.
- Pomiary skuteczności ochrony wykonywane są w budynku przyłączonym do słupa końcowego obwodu.
Rozpatrzmy teraz dwa skrajne przypadki (być może teoretyczne). - pomiar wykonywany jest w samo południe przy pracujących wszystkich instalacjach PV.
- pomiar wykonywany jest o północy kiedy instalacje PV nie pracują.
Teraz pytanie - jaką wartość IPZ wyświetli miernik w tych dwóch przypadkach dla tego samego gniazda w budynku?
[quote=“opornik, post:45, topic:15182, full:true, full:true”]
Rozpatrzmy teraz dwa skrajne przypadki (być może teoretyczne).
- pomiar wykonywany jest w samo południe przy pracujących wszystkich instalacjach PV.
- pomiar wykonywany jest o północy kiedy instalacje PV nie pracują.
Teraz pytanie - jaką wartość IPZ wyświetli miernik w tych dwóch przypadkach dla tego samego gniazda w budynku?
[/quote] Praktycznie takie doświadczenie byłoby bardzo trudne do wykonania. Mogę jednak powiedzieć, że robiłem pomiar IPZ na falowniku (kilka lat temu, nie pamietam już ani mocy, ani modelu) - stwierdziłem, że każdy kolejny pomiar był nie powtarzalny z nieakceptowalnym błędem rozbieżności. Pomiary trzeba było wykonać przy wyłączonym inwerterze.
Ale już wcześniej tu zadeklarowałem, że mam do końca października wykonać kilka przeglądów instalacji PV , więc przyjrzę się temu problemowi jeszcze raz, obiecuję zamieścić wnioski i możliwie jak najszerszą dokumentację zdjęciową. Te instalacje są “świeże” bo oddane do eksploatacji w 2023r. Może nowsza technologia zażegna problem opisany wyżej - zobaczymy.
Nie było mnie chwilę, ale widzę że niewiele straciłem. Pozwólcie że się cofnę nieco w postach.
[quote=“elmontjs, post:41, topic:15182, full:true, full:true”]
Wydaje mi się, że NC RfG to bardzo ogólny dokument i tylko w niewielkim stopniu reguluję prace falownika Kowalskiego a z pewnością nie znalazłem tam odpowiedzi na nurtujące nas pytania, czyli czasu odłączenia inwertera przy zwarciu - wręcz przeciwnie, jeżeli art. 14 dotyczy falownika Kowalskiego (w co trochę powątpiewam), to mowa w nim o “czasie pozostania w pracy podczas zwarcia”.
[/quote]
Chodziło mi wtedy bardziej o wymagania dotyczące szybkości wyłączenia falownika po zaniku napięcia sieci energetycznej. Czyli konkretnie o okresie w którym w momencie zwarcia lub innego problemu w instalacji odbiorczej budynku, po zadziałaniu zabezpieczeń (powiedzmy) przedlicznikowych, instalacja odbiorcza byłaby przez ten ułamek sekundy zasilana z falownika. Do tego cały czas dążę.
[quote=“elmontjs, post:41, topic:15182, full:true, full:true”]
Poza tym jest jeszcze jedno “ale” , jest mnóstwo falowników, których odłączenie, o którym dyskutujemy, realizowane jest tylko układem elektronicznym nie dającym żadnej gwarancji galwanicznej przerwy a pamiętajmy, że z drugiej strony tej skrzynki mamy kilkaset woltów d.c. i wewnątrz nie małą moc zebraną w kondensatorze.
[/quote]
Nie znam jednak żadnego tego typu falownika który miałby wydane certyfikaty NC RFG i był dopuszczony do stosowania. Wszelkie Sofary, Huaweje, Deye i inne lepsze urządzenia mają przekaźniki/styczniki. Układy elektroniczne mają tanie zabawki pokroju Easunów i ich kopie. Nie mają one dopuszczenia, ale są też stosowane jako hybrydy bez sprzedaży. Do tego jeszcze wrócę w dalszej części posta.
[quote=“elmontjs, post:41, topic:15182, full:true, full:true”]
Teraz pytanie - jaką wartość IPZ wyświetli miernik w tych dwóch przypadkach dla tego samego gniazda w budynku?
[/quote]
Delikatnie stwierdzę, że nie mamy w tej kwestii konsensusu. Kolega elmontjs uważa, że pomiary IPZ są różne dla różnego stanu działania falownika. Kolega MarcinRCD wyżej podał informację, że przetwornice DC/AC małej mocy, którymi są właśnie falowniki PV, zachowują się przy zwarciu jak źródła prądowe. Mogę to potwierdzić, wiem jak takie układy są zbudowane i sterowane - elektronika mierzy prąd kluczy i nie pozwala im przekroczyć określonego progu. Marcin uważa że z punktu widzenia elektrotechniki, w rozpatrywanym układzie źródło prądowe w stanie zwarcia należy traktować jako przerwę w obwodzie, dlatego też falownik PV nie wpływa na prąd zwarcia. Poszedłem, zmierzyłem. Wyniki prądu zwarcia nie były porównywalne, nie były podobne. były IDENTYCZNE, a to moim zdaniem nie może być przypadek.
Uważam że falownik PV małej mocy faktycznie kompletnie nie wpływa na prąd zwarcia jako ja wielkość fizyczną, ale zaburza pomiar wykonywany przez współczesne mierniki. Miałem się sprawą zająć w tym tygodniu, niestety Sonel 525 który planowałem pożyczyć z pracy pojechał na wzorcowanie. Może w przyszłym tygodniu wróci. Ma on tryby pomiaru i uwzględniające RCD, czyli próbkowanie niskimi prądami i analiza zachowania sieci, jak i normalną metodę techniczną czyli pełne zwarcie i pomiar prądu zwarcia. Możliwe że na pierwszy pomiar wpłyną falowniki PV, ale na drugi już nie. Na razie pozostawiam to w sferze domysłów.
Jeżeli chodzi o istnienie innych falowników PV na mojej ulicy i ich wpływ na moje mam nadzieję przyszłe testy od razu uspokajam - testy przeprowadzane będą tak samo w nocy, gdy moja hybryda zasilana jest z baterii, a jako że nikt na mojej ulicy hybrydy nie ma to nikt mi nie będzie przeszkadzał w pomiarach.
Czekam też oczywiście na pomiary kolegi elmontjs. Sprawdź proszę pomiar IPZ w trybach RCD i zwykłym, na dużej instalacji. Ja nie mam takiej pod ręką więc nie jestem w stanie tego zrobić, ale może to wszystko kwestia mocy a nie techniki pomiaru.
Dwie kwestie do których chcę wrócić a których jeszcze nie rozumiem. Czy ktoś z Was wie jak falownik PV sprawdza czy pracuje na sieci czy wyspowo? Przykładowo gdy na jednej ulicy pracuje kilkadziesiąt falowników ongridowych?
Druga sprawa to kwestia ustroju odłączającego sieć od falownika. Wszystkie falowniki PV jakie znam, czy lepsze czy gorsze, czy tanie czy drogie, mają tylko jedną linię AC. Mowa oczywiście o hybrydach. Wejście które jest odłączane przy zaniku sieci jest dołączane do wyjścia UPS falownika. Nie ma dwóch osobnych przetwornic. Natomiast zastanawia mnie trochę podejście niektórych osób jeżeli mowa o falowniki Easuna/Igridy. Elementem który łączy wejście sieciowe i wyjście UPS w normalnym falowniku jest stycznik/przekaźnik. Tam jest to jakiś układ elektroniczny (nie znam elementów wykonawczych). Standardowo falownik ma na wejściu zasilania przekładniki prądu które uniemożliwiają mu sprzedaż energii do sieci. Ale czy na pewno? Ograniczenie jest tylko i wyłącznie softowe, nie ma możliwości włączenia sprzedaży. Tylko że w razie awarii durnego przekładnika taka sprzedaż będzie możliwa - dlatego uważam że to są zwykłe hybrydy, z możliwością sprzedaży do sieci ale z wyłączoną opcją. Są natomiast ludzie którzy twierdzą, że jak nie są się uruchomić sprzedaży to nie jest to instalacja hybrydowa tylko offgrid. Część z nich twierdzi nawet że to ten elektroniczny łącznik uniemożliwia wypływ energii do sieci. Nie znam dokładnej budowy tego falownika, ale mocno w to wątpię. Wydaje mi się że nie da się przed tym elektronicznie zabezpieczyć, oprócz fizycznego odłączenia styków przekaźnikami.
[quote=“elmontjs, post:41, topic:15182, full:true, full:true”]
Dorzucę Wam trochę, żebyście komfortowo dalej mogli ten włos na 16 części dzielić
[/quote]
To nie jest kwestia włosa, to może być realny problem. Co jeżeli wymagana wartość IPZ do zadziałania zabezpieczeń w obwodzie będzie wynosić powiedzmy 800A, w praktyce wyniesie 200A, ale miernik wskaże 1000A ponieważ będzie on zafałszowany przez pracujące w instalacji przetwornice? Jeżeli taka zależność faktycznie występuje, to warto byłoby o niej co najmniej wiedzieć, a w najlepszym wypadku przekazać do odpowiednich organów. Bo przykładowo same wnioski elmontjsa stawiają więcej pytań niż odpowiedzi.
Czy ktoś z Was wie jak falownik PV sprawdza czy pracuje na sieci czy wyspowo?
To dość złożony temat. Istnieje szereg metod detekcji utraty połączenia z siecią, pasywnych i aktywnych. Metody aktywne bazują na próbach zmiany parametrów sieci takich jak częstotliwość przez sam falownik (w sieci sztywnej to niemożliwe) jak również pasywne, bazujące na pomiarzeo ocenie zmian (i szybkości ich zachodzenia) w punkcie przyłączenia falownika. Każda ma jakieś wady. Najczęściej metoda zaimplementowana w określonym falowniku bazuje jednocześnie na kilku z nich. Sporo o tym pisali Australijczycy - u nich ze względu na specyfikę kraju i sieci (rozdzielne, stosunkowo niewielkie z europejskiego punktu widzenia systemy elektroenergetyczne), wpływ rozproszonych źródeł jest znacznie wyraźniejszy. Krótki przegląd metod i opis koncepcji kolejnej metody jest opisany np. tutaj:
https://d1wqtxts1xzle7.cloudfront.net/60196712/A.1.4.2.20190803-47831-6xhs8c-libre.pdf?1564859354=&response-content-disposition=inline%3B+filename%3DA_1_4_2.pdf&Expires=1729239614&Signature=Rc4q-WisGzAxdMYWPQ0nv2ZrDvitsPKSJwhbldJq8fZbgETf3ytG2~Heygv9gtlD4sBcx2IPZFlOax6oXul1JuePMJJqGcOPmdBiFLbRsxLmXBGULr362Olz7z9rPMtXYG6FIKo-3jH94E~YK0eRkfRR00zqhCx-7VyRB8F4Mdp~CtXoR2~kMf5iMyGGXXTe3hJOyZQCAGFUmgx9ilusG4yDkGQyRM0UCQgnIwRpsnpsnfSPs2SAcpmfAIMhe3A5gI3vRz1xcfNQcC21BNV1HbX2RyrWClSovOvxFQodEkYQ5-UUEyoB1OwARk7U1JdAnhkevR9ZaUgMw9PGD8Tesg__&Key-Pair-Id=APKAJLOHF5GGSLRBV4ZA
Sam pomiar IPZ - o którym Panowie piszecie, ma sens jedynie dla czystej instalacji on-grid zasilającej sieć TN-C o czym już wcześniej pisaliście. W innych przypadkach konieczna jest sieć TN-S i ochrona przeciwporażeniowa oparta na RCD, więc IPZ i dokładność jego pomiaru nie ma specjalnego znaczenia.
Jeśli Panowie pomożecie mi wstawić schemat do posta (w dowolnym formacie: jpeg, pdf czy co innego) to spróbuję pokazać pułapki interpretacyjne z którymi przy tym pomiarze się Panowie zderzacie. Niestety to wstaianie mi nie wychodzi. Proszę o prostą, łopatologiczną instrukcję 
[quote=“DesignMaintenance, post:48, topic:15182, full:true, full:true”] …
Jeśli Panowie pomożecie mi wstawić schemat do posta (w dowolnym formacie: jpeg, pdf czy co innego) to spróbuję pokazać pułapki interpretacyjne z którymi przy tym pomiarze się Panowie zderzacie. Niestety to wstaianie mi nie wychodzi. Proszę o prostą, łopatologiczną instrukcję
[/quote]
Schemat wstawiania podobny:
<LINK_TEXT text=“viewtopic.php?p=159413&hilit=za%C5%82%C … ki#p159413”>ISE.pl - Informacje</LINK_TEXT>
[quote=“DesignMaintenance, post:48, topic:15182, full:true, full:true”]
Sam pomiar IPZ - o którym Panowie piszecie, ma sens jedynie dla czystej instalacji on-grid zasilającej sieć TN-C o czym już wcześniej pisaliście. W innych przypadkach konieczna jest sieć TN-S i ochrona przeciwporażeniowa oparta na RCD, więc IPZ i dokładność jego pomiaru nie ma specjalnego znaczenia
[/quote] I tak i nie. W przypadku TN-C, bezwzględnie IPZ jest wymagane (chyba, że mamy zastosowane inne środki ochrony pp); w przypadku TN-S, róznicówka jest ochroną uzupełniającą a wyzwalacz/bezpiecznik dalej pełni funkcję elementu wykonawczego ochrony przy uszkodzeniu. Ponadto funkcjonuje wiele instalacji PV (fakt, większej mocy) gdzie ani w projekcie, ani w rzeczywistości różnicówki na falownik nie ma (mimo TN-S), dopiero obwody są nią zabezpieczone a przecież inwerter też musi mieć zrealizowaną ochronę. Pomiar IPZ na inwerterze jest najbardziej narażony na ew. błąd pod jego wpływem podczas “produkcji energii” (i to chcę sprawdzić przy najbliższych pomiarach).
Proponuję zastanowić się nad pomiarem IPZ w instalacji on-grid w oparciu na załączony schemat.
Falownik PV jest reprezentowany przez źródło prądowe o prądzie If - proporcjonalnym do dostępnej chwilowej mocy radiacji. Jako że nie ma idealnych źródeł prądowych, w modelu falownika znajduje się bocznikująca źródło prądowe impedancja Zf, która reprezentuje algoryym regulacyjny falownika (który ma zapewnić oddawanie maksymalnej możliwej mocy do sieci z uwzględnieniem ograniczeń prądowych samego falownika). Napięcie na zaciskach falownika jest wynikowe - wynika z mocy maksymalnej dostępnej chwilowo mocy (moc radiacji na panele przetworzona na stronę AC) oraz napięcia na impedancji obciążenia Zo (reprezentującej odbiory instalacji odbiorczej do której przyłączony jest falownik PV) które wynika z napięcia biegu jałowego Uns w punkcie zasilania sieci nn, impedancji pętli zwarcia widzianej z zacisków źródła zasilania sieciowego ZIPZ0 i impedancji obciążenia Zo. Napięcie wyjściowe falownika jest w normalnych warunkach pracy generowane tak, aby możliwe było wydanie maksymalnej chwilowo dostępnej mocy czynnej z uwzględnieniem poziomu napięcia wynikającego z zasilania sieciowego. Jako że w czasie rzeczywistym ulega zmianom zarówno maksymalna dostępna moc na panelach (zmiana pór doby, zachmurzenia itp.) oraz chwilowa wartość napięcia narzucanego przez sieć, parametry wyjściowe falownika są w sposób ciągły regulowane, co na schemacie reprezentowane jest zmienną impedancją bocznika źródła prądowego falownika.
Pomiar IPZ ma być dokonany przy użyciu przyrządu, którego działanie polega na załączeniu na okres kilkunastu do kilkudziesięciu ms gałęzi z rezystorem ograniczającym R_m. Przyciśnięcie przycisku “Start pomiaru” rozpoczyna następującą sekwencję zdarzeń:
-pomiar napięcia przed zamknięciem gałęzi pomiarowej,
- zamknięcie gałęzi pomiarowej,
-pomiar prądu pomiarowego i napięcia przy zamkniętej gałęzi pomiarowej, - otwarcie gałęzi pomiarowej.
Na podstawie napięcia i prądu mierzonych w trakcie pomiaru oraz napięcia przed zamknięciem gałęzi pomiarowej przyrząd oblicza: - impedancję pętli zwarcia - w oparciu o zmianę napięć (przed zamknięciem gałęzi - w trakcie zamknięcia gałęzi) i prąd zmierzony,
- prąd zwarcia metalicznego na podstawie prądu pomiarowego i napięcia.
Rezystancja pomiarowa dobrana jest tak, aby przy napięciu znamionowym wymusić prąd od dwudziestu paru do ponad 100A w zależności od przyrządu. Nie jest znany podział tego prądu na składową pochodzącą od sieci i składową pochodzącą od falownika. Wymuszenie tego prądu powoduje bardzo krótki zapad napięcia w czasie pomiaru (kilkadziesiąt ms) o zależnej od prądu pomiarowego głębokości. Zapad ten spowoduje - albo nie spowoduje - wejście falownika w obszar ograniczeń prądowych i to zarówno ze względu na głębokość, jak i czas reakcji układów regulacji (którego nie znamy). W zależności od tego reakcja falownika będzie różna. Trzeba pamiętać że głębokość zapadu napięcia, a w konsekwencji reakcja falownika, przy pomiarze ma się nijak do głębokości zapadu i reakcji falownika przy rzeczywistym zwarciu metalicznym.
Ponadto, skoro przyrząd mierzy IMPEDANCJĘ to musi liczyć na wektorach a nie skalarach. Wektory istnieją tylko dla wielkości ściśle sinusoidalnych, czyli - gdyby nawet przy głębokim zapadzie - falownik dostarczył nieco prądu do pętli zwarcia, to byłby to zapewne prąd dość silnie odkształcony. Przyrząd - żeby coś policzyć na wektorach - musi brać pod uwagę harmoniczne podstawowe, a więc udział składowej od falownika w pomiarze byłby obarczony potężnym błędem.
Moim zdaniem, jeśli Panowie rzeczywiście chcecie wzbogacić się o jakąś wiedzę próbując zmierzyć IPZ w takim układzie, musielibyście w czasie pomiaru jednocześnie rejestrować prądy: w gałęzi od falownika, w gałęzi od sieci i w gałęzi pomiarowej, stosując przy tym przyrządy o różnej wartości wymuszanego prądu pomiarowego. Dopiero to - poskładane z wynikami pomiaru przyrządu i wiedzą jak przyrząd radzi sobie z przebiegami odkształconymi w obliczeniach (czego w instrukcji nie znajdziecie) pozwoliłoby odpowiedzieć na pytanie czy czegoś się dowiedzieliście czy też dalej nic nie wiecie.
Miernika w tym tygodniu nie dostanę w łapki, ale kombinuję nad pomiarem bardziej technicznym. Podłączyłbym przekładnik prądowy do oscyloskopu, zrobił zwarcie i sprawdził wartości i kształt prądu zwarciowego. Niestety największy przekładnik prądowy jaki mam ma zakres do 250A.
To znajdź 3 przekładniki i oscyloskop 3-kanałowy z możliwością rejestracji i mierz prądy o których wcześniej pisałem. Jeśli szacowana pęta zwarcia jest nie mniejsza od o. 0,5 Ochma to przy czasie trwania zwarcia np. 1s krzywdy tym przekładnikom nie zrobisz. Czym chcesz to zwarcie robić i przerywać?
[quote=“DesignMaintenance, post:53, topic:15182, full:true, full:true”]
To znajdź 3 przekładniki i oscyloskop 3-kanałowy z możliwością rejestracji i mierz prądy o których wcześniej pisałem. Jeśli szacowana pęta zwarcia jest nie mniejsza od o. 0,5 Ochma to przy czasie trwania zwarcia np. 1s krzywdy tym przekładnikom nie zrobisz. Czym chcesz to zwarcie robić i przerywać?
[/quote]
Jak pisałem - nie mam dostępu do przekładników o prądach 500A+. Mam cały karton przekładników 100A/1A i ze dwa wiadra przekładników 100A/50mA. Jeden stary przekładnik 250A/5A. Wiem jak zakres pomiarowy zmniejszyć, przewijając kabel wielokrotnie, ale nie mam pojęcia jak mógłbym go zwiększyć.
Musiałbym połączyć wiele rdzeni równolegle i nawinąć na nich dużo zwojów uzwojenia wtórnego. Ale czy by to zdało egzamin…
A to są przekładniki prądowe czy przetworniki prąd/napięcie?
Spójrz jaka jest wytrzymałość zwarciowa tych przekładników - wielokrotnie większa od prądu znamionowego. Użyjesz ich do pomiaru w stanie krótkotrwałego przetężenia które nie zrobi im krzywdy. Z drugiej strony, patrząc od strony dokładności przekładania przekładniki pomiarowe zaginają charakterystykę przy paru prądach znamionowych ale zabezpieczeniowe - znacznie wyżej.
Być może te 100-amperowe w zupełności Ci wystarczą beż żadnych kombinacji.
[quote=“DesignMaintenance, post:55, topic:15182, full:true, full:true”]
A to są przekładniki prądowe czy przetworniki prąd/napięcie?
Spójrz jaka jest wytrzymałość zwarciowa tych przekładników - wielokrotnie większa od prądu znamionowego. Użyjesz ich do pomiaru w stanie krótkotrwałego przetężenia które nie zrobi im krzywdy. Z drugiej strony, patrząc od strony dokładności przekładania przekładniki pomiarowe zaginają charakterystykę przy paru prądach znamionowych ale zabezpieczeniowe - znacznie wyżej.
Być może te 100-amperowe w zupełności Ci wystarczą beż żadnych kombinacji.
[/quote]
Przekładniki prądowe - transformatory z technicznego punktu widzenia.
Dokładności pomiaru jako tako nie potrzebuję żadnej, ponieważ liczyłaby się dla mnie tylko porównanie pomiaru prądu zwarcia przy pracującym falowniku i bez niego. Spróbuję coś wykombinować. Muszę tylko sprawdzić charakterystyki na jak duże zwarcie mogę sobie pozwolić.
Czym będę robił zwarcie? Cóż, rękawiczki, dwa druty w rękę i naprzód
No więc nic się tym przekładnikom nie stanie. Przekładnia zostanie zachowana. Po prostu przy prądzie np. 400A będziesz po stronie dn przekładnika 100/1 będziesz miał ni 1A a 4A.
Do takich ćwiczeń świetnie nadaje się wyłącznik kompaktowy o nastawieniu zwarciówki powyżej spodziewanego prądu zwarcia. Prosta operacja załącz-wyłącz dźwignią - czas krótki i nie trzeba iskier krzesać.
[quote=“w3501yyyy, post:56, topic:15182, full:true, full:true”]
Przekładniki prądowe - transformatory z technicznego punktu widzenia.
Dokładności pomiaru jako tako nie potrzebuję żadnej, ponieważ liczyłaby się dla mnie tylko porównanie pomiaru prądu zwarcia przy pracującym falowniku i bez niego. Spróbuję coś wykombinować. Muszę tylko sprawdzić charakterystyki na jak duże zwarcie mogę sobie pozwolić.
Czym będę robił zwarcie? Cóż, rękawiczki, dwa druty w rękę i naprzód
[/quote]
Włóż rezystor w szereg 2x1om, ewentualnie potem 4R7 w linię i zmierz porównawczo.
Przekładniki mogą się nasycać.
[quote=“DesignMaintenance, post:51, topic:15182, full:true, full:true”]
Jako że w czasie rzeczywistym ulega zmianom zarówno maksymalna dostępna moc na panelach (zmiana pór doby, zachmurzenia itp.) oraz chwilowa wartość napięcia narzucanego przez sieć, parametry wyjściowe falownika są w sposób ciągły regulowane, co na schemacie reprezentowane jest zmienną impedancją bocznika źródła prądowego falownika.
[/quote] To oczywista oczywistość w pełni się zgadzam. [quote=“DesignMaintenance, post:51, topic:15182, full:true, full:true”]
Pomiar IPZ ma być dokonany przy użyciu przyrządu, którego działanie polega na załączeniu na okres kilkunastu do kilkudziesięciu ms gałęzi z rezystorem ograniczającym R_m. Przyciśnięcie przycisku “Start pomiaru” rozpoczyna następującą sekwencję zdarzeń:…
[/quote] dokładnie tak jest, ale dalej: [quote=“DesignMaintenance, post:51, topic:15182, full:true, full:true”]
Rezystancja pomiarowa dobrana jest tak, aby przy napięciu znamionowym wymusić prąd od dwudziestu paru do ponad 100A w zależności od przyrządu
[/quote] tu zaczynają się schody, ponieważ obecne mierniki mają coraz większe wartości “rezystora zwarcia”. Do niedawna standardem był pomiar prądem 23 A (rezystor 10om) - tak miał np mój MPI, nie mówię tu o przyrządach silnoprądowych , obecnie używam Metrela a ten ma prąd pomiarowy 6,5A przez 10ms. Podobnie mierzy IPZ większość nowoczesnych mierników (6-8A). Co to oznacza w świetle tego co napisał kol. DesignMaintenance? Otóż nowoczesne mierniki mierzą IPZ coraz mniejszym prądem i coraz szybciej a więc efekt: [quote=“DesignMaintenance, post:51, topic:15182, full:true, full:true”]
Wymuszenie tego prądu powoduje bardzo krótki zapad napięcia w czasie pomiaru (kilkadziesiąt ms) o zależnej od prądu pomiarowego głębokości. Zapad ten spowoduje - albo nie spowoduje - wejście falownika w obszar ograniczeń prądowych i to zarówno ze względu na głębokość, jak i czas reakcji układów regulacji (którego nie znamy
[/quote] …jest coraz słabszy, zatem wniosek jest jeden … rośnie wpływ pracy (produkcji) falownika na dokładność pomiaru. No i zauważył kolega w końcu to, co sygnalizuję od początku, tzn : “jak i czas reakcji układów regulacji (którego nie znamy)”, więc jest w tej metodyce zbyt dużo niewiadomych, żeby opierać na nich ochronę przeciwporażeniową. Oprócz wszystkich danych wejściowych, takich jak nasłonecznienie, impedancja Zo, cała metodyka pomiaru IPZ staje się bezużyteczna bo obarczona za dużym błędem pomiarowym.
Powtórzę kolejny raz, o ile w TN-S nie ma problemu z udowodnieniem skuteczności(lub nieskuteczności) środka ochrony przeciwporażeniowej przy uszkodzeniu, to w układzie TN-C nie jest to takie oczywiste, jeżeli chcemy opierać się na SWZ.
Doświadczenie kol. w3501yyyy wydaje się być bardzo ciekawe , tyle, że nie wniesie zbyt wiele do procesu pomiarów ale pozwoli poznać bliżej zjawisko. To już sfera doświadczeń (bardzo pożądana), jednak komercyjnie, zwyczajnie nie akceptowalna. Jak koledze w3501yyyy uda się wykonać układ (szacun), to chetnie poznam wyniki
Do kol. Elmontjs:
W pomiarze IPZ chodzi nam o stan sieci w którym wartość tej impedancji jest najwyższa a prąd zwarciowy - najmniejszy. Rozważania które tu prowadzimy pozwalają jak sądzę ze 100% pewnością stwierdzić że dołożenie falownika PV do układu może co najwyżej wartość prądu zwarciowego zwiększyć. I nie chodzi tu tylko o nieznane błędy pomiaru ale o stan w którym część źródeł które potencjalnie mogą mieć swój udział w zasilaniu zwarcia okresowo po prostu wypada z obwodu (kiedy ciemno na dworze). Czyli -abstrahując od wszelkich błędów pomiarowych - mamy zmienne w ciągu doby warunki zasilania zwarcia, przy czym niewątpliwie najmniejszy prąd zwarcia będzie przy najmniejszej liczbie (mocy) źródeł zasilających to zwarcie.
Z drugiej strony tej dyskusji są źródła PV w instalacjach TN-C które są, a biorąc pod uwagę warunki finansowania ich rozwoju (na fotowoltaikę dają, ale na remont instalacji wewnętrznych - nie)- pewnie będzie ich przybywać. To jest fakt, a z faktami się nie dyskutuje. Z całym szacunkiem - stwierdzenie że ochrona przeciwporażeniowa NIE POWINNA być w takich instalacjach oparta na IPZ i urządzeniach ochronnych nadprądowych ze względu na niepewność pomiaru- nie zapewni właścicielowi istniejącej instalacji ani finansowania ani chęci na wymianę instalacji wewnętrznej. Możesz oczywiście odmówić badań albo wystawić protokół negatywny - choć fakt że wykonawca badań nie jest w stanie oszacować wpływy pewnych czynników raczej nie jest do tego podstawą - ale to nic nie zmieni.
Może więc lepiej przyjąć do stałej praktyki wykonywanie tych badań jak jest ciemno lub po programowym wyłączeniu falownika i ewentualnie odłączeniu stringów DC? To zawsze dla IPZ będzie wariant najgorszy. W końcu badania natężenia oświetlenia też robi się po zmroku.