Czym różnią się magazyny energii BESS od klasycznych instalacji

Zrozumienie zagrożeń z eksploatacją tych urządzeń jest kluczowe dla zapewnienia bezpieczeństwa personelu oraz samych instalacji elektroenergetycznych. Magazyny energii stanowią kluczowy element transformacji energetycznej i stabilizacji pracy systemów elektroenergetycznych. Ich rosnąca skala oraz integracja z siecią powodują jednak, że klasyczne podejście do bezpieczeństwa instalacji elektrycznych jest niewystarczające.

W systemach BESS występują jednocześnie:

• napięcia DC oraz AC
• bardzo duże prądy zwarciowe,
• źródła energii chemicznej (Li-Ion, LiFePO₄, NMC)

Powoduje to konieczność analizy zagrożeń w sposób holistyczny. W przeciwieństwie do klasycznych instalacji elektroenergetycznych, systemy BESS wymagają uwzględnienia sprzężonych zjawisk elektrycznych, termicznych oraz chemicznych, co znacząco zwiększa złożoność analizy ryzyka.

Kluczowe zagrożenia w eksploatacji magazynów energii

Eksploatacja magazynów energii wiąże się z kilkoma kluczowymi kategoriami zagrożeń, które wzajemnie na siebie oddziałują. Najważniejsze z nich to:

• porażenie prądem elektrycznym (AC i DC),
• poparzenie od łuku elektrycznego (AC i DC),
• pożary i zjawisko thermal runaway
• zwarcia zewnętrzne
• zagrożenia chemiczne (płyny i gazy).

Kluczowe zagrożenia w eksploatacji magazynów energii

Porażenie prądem DC

Porażenie prądem stałym (DC) w systemach magazynowania energii stanowi szczególnie istotne zagrożenie ze względu na rosnące poziomy napięć, często powyżej 800 VDC. W przeciwieństwie do prądu przemiennego, prąd stały nie posiada naturalnego przejścia przez zero, co powoduje, że skurcz mięśni jest ciągły. Długotrwały przepływ prądu przez ciało zwiększa ryzyko poważnych uszkodzeń tkanek, zaburzeń pracy serca oraz głębokich oparzeń wewnętrznych. Dodatkowo, w systemach BESS także występuje napięcie zmienne (AC).

Do porażeń może dochodzić podczas :

• prac eksploatacyjnych
• uszkodzeniu modułów baterii (jeśli napięcie przekracza poziom napięcia 120 VDC)
• uszkodzeniu izolacji

Dodatkowo warto pamiętać, że wg PN-EN 50110 izolowanie miejsca pracy nie ma pełnego zastosowania w pobliżu baterii. Nie możemy w pełni „wyłączyć” lub rozładować energii baterii. W praktyce stosuje się:

• procedury prac wokół baterii
• środki ochrony indywidualnej
• rozwiązania techniczne (sekcjonowanie baterii, modułowy projekt, zabezpieczenia na poziomie modułów itd.).

Łuk elektryczny w systemach BESS

Zwarcie łukowe jest realnym zagrożeniem podczas eksploatacji w systemach BESS. Napięcia DC przekraczają 120 VDC, ale na obecną chwilę do 1500VDC (granica niskiego napięcia dla DC wg PN-EN 50110). W instalacjach DC energia łuku elektrycznego jest bardzo mocno zależna od prądu zwarcia i możliwości źródła do potrzymania łuku elektrycznego. Do zwarć łukowych dochodzi podczas:

• uszkodzenia izolacji
• prac eksploatacyjnych (błąd ludzki)
• błędów instalacyjnych
• czynników środowiskowych (wilgoć, zanieczyszczenia, powódź)
• zwarcia wewnętrznego i zewnętrznego

W przeciwieństwie do zwarcia pełnych (metalicznych), zwarcie łukowe charakteryzuje się pewną impedancją łuku elektrycznego co ma swoje konsekwencje w postaci :

• problemów z detekcja prądów zwarć łukowych
• problemów z wyłączaniem prądów zwarć łukowych
• wydłużonym czasem detekcji i wyłączenia

Charakterystycznymi cechami łuku elektrycznego są:

• temperatura dochodząca do 19 400°C
• promieniowanie świetlne (UVA/UVB)
• wzrost ciśnienia (fala uderzeniowa)
• Jonizacja i podgrzanie otaczającego powietrza
• emisja stopionego metalu
• odłamki poruszające się nawet z prędkością do 1100 km/h
• fala dźwiękowa nawet do 160dB

Thermal runaway

Zjawisko thermal runaway stanowi jedno z najpoważniejszych zagrożeń w magazynach energii. Thermal runaway jest efektem utraty kontroli nad bilansem cieplnym ogniwa, najczęściej inicjowanym przez uszkodzenia mechaniczne, przeciążenia elektryczne, wysoką temperaturę lub defekty wewnętrzne. Grafika poniżej bardzo prosto opisuje przyczyny, mechanizm oraz konsekwencje.

Charakter zagrożenia zależy od technologii i chemii użytej do produkcji ogniw.
Najbardziej narażone są ogniwa wykonane z :

• Lithium Cobalt Oxide (LCO)
• Nickel Manganese Cobalt (NMC)

Najmniej :

• Lithium Iron Phosphate (LFP)
• Solid-State Batteries (stały elektrolit)

W bateryjnych systemach magazynowania energii szczególne zagrożenie stanowi obecność substancji o właściwościach utleniających, które w warunkach awaryjnych (np. thermal runaway) mogą znacząco zwiększyć intensywność pożaru oraz umożliwić jego rozwój niezależnie od dostępu tlenu z otoczenia. Zgodnie z wymaganiami NFPA 400 oraz NFPA 704, systemy zawierające takie materiały powinny być odpowiednio klasyfikowane i oznakowane, a ich eksploatacja powinna uwzględniać scenariusze uwolnienia substancji utleniających.

Do inicjacji tego zjawiska dochodzi w wyniku:

• Uszkodzenia mechaniczne – przebicie, zgniatanie, zwarcie wewnętrzne
• Przeciążenia elektryczne – przeładowanie, nadmierne rozładowanie, zbyt duży prąd
• Oddziaływanie temperatury – wysoka temperatura otoczenia, pożar, brak chłodzenia
• Wady wewnętrzne ogniwa – defekty produkcyjne prowadzące do zwarcia w czasie

Zwarcia w obwodach DC

Zwarcia w magazynach energii mają szczególny charakter ze względu na obecność ogniw bateryjnych o dużej wydajności prądowej. Skupiamy się tutaj na bateryjnych magazynach energii stosowanych w instalacjach przemysłowych czy sieciowych. Dla podania skali, systemowe magazyny buduje się z kontenerowych 20’ BESS o mocach typowo do 5MWh /1300VDC (12*1P416S) – co znaczy 12 klastrów po 416 modułów 3.2 V.

Systemy budowane z takich kontenerów osiągają wartości :

• Edwards & Sanborn Solar – USA, California, 821 MW/3287MWh
• Collie Battery – Australia, 560 MW/2240MWh
• Bisha BESS – Saudi Arabia, 500 MW/2000MWh

W dużych systemach magazynowania energii zwarcia mają znaczenie nie tylko lokalne, ale również sys temowe. Pełnią też różne role od magazynowania energii lokalnie do szybkiego wsparcia częstotliwości (frequency support). Z perspektywy magazynu energii prąd zwarciowy możemy podzielić na :

• zewnętrzny
• wewnętrzny

Ten sam podział można zrobić na poziomie samego ogniwa tj. zwarcia występujące poza ogniwem oraz występujące w ogniwie np. z powodu przebicia membrany elektrolitu przez formację dendrytów.

W odróżnieniu od klasycznych systemów elektroenergetycznych, prądy zwarciowe w systemach BESS są w dużej mierze determinowane przez charakterystykę układów energoelektronicznych (PCS), co wpływa zarówno na poziom energii łuku elektrycznego, jak i skuteczność jego detekcji.

Skutki eksploatacyjne zwarć prowadzą do:

• przyspieszonej degradacji ogniw,
• wyłączenia instalacji
• zagrożeń podczas eksploatacji

Skutki systemowe w przypadku dużych instalacji mogą prowadzić do:

• zaburzenia stabilności sieci,
• kaskadowych wyłączeń
• pożar instalacji

Normy i regulacje — UE, USA, Chiny

Świadomość zagrożeń elektrycznych znalazła odzwierciedlenie w szeregu regulacji prawnych na poziomie europejskim i krajowym:

• Dyrektywa 89/391/EEC z dnia 12 czerwca 1989 r. w sprawie wprowadzenia środków w celu poprawy bezpieczeństwa i zdrowia pracowników w miejscu pracy. Art. 6.2. wprowadza zasady ogólne dotyczące zapobiegania zagrożeniom
• Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 8 czerwca 2021 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach energetycznych (Dz.U. z 2021 Poz. 1210).
• PN-EN 50110-1:2023 Eksploatacja urządzeń elektrycznych – Część 1: Wymagania ogólne

Na świecie opracowano szereg norm i standardów dotyczących ochrony przed zagrożeniem łukiem elektrycznym:

• IEC 61482-2 Live working – Protective clothing against the thermal hazards of an electric arc – Part 2: Requirements
• IEC 61482-1-1 Prace pod napięciem — Odzież ochronna przed zagrożeniami termicznymi
  spowodowanymi łukiem elektrycznym — Część 1-1: Metody badań — Metoda 1 — Określanie
  parametrów łuku (ATPV, EBT50, ELIM) dla materiałów trudnopalnych na ubrania
• NFPA 70E Handbook for Electrical Safety in the Workplace (wydanie 2024)
• IEEE 1584-2018 IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations
• ISSA Guide Guideline for the selection of personal protective equipment when exposed to the thermal effects of an electric fault arc (2011)
• DGUV 203-077 Thermal hazards due to electric fault arcing Guide for the selecting personal protective equipment (2021)

W kontekście magazynów energii szczególnie istotne oraz stanowiące przydatne źródło wiedzy są grupy norm:

Europa / IEC:

• IEC 62933 (seria)Electrical Energy Storage (EES) systems – Series of standards (np. IEC 62933-1-1:2018 – Terminology; IEC 62933-5-2 – Safety requirements)
• IEC 62619:2022Secondary cells and batteries containing alkaline or other non-acid electrolytes – Safety requirements for secondary lithium cells and batteries, for use in industrial applications
• IEC 62485 (seria)Safety requirements for secondary batteries and battery installations
  (np. IEC 62485-2:2018 – Stationary batteries)

USA:

• NFPA 855:2023Standard for the Installation of Stationary Energy Storage Systems
• UL 9540Energy Storage Systems and Equipment
• UL 9540ATest Method for Evaluating Thermal Runaway Fire Propagation in Battery Energy Storage Systems

Chiny:

• GB/T 36276-2018Electrochemical Energy Storage System – Lithium-ion Battery Technical Specification
• GB/T 34131-2023 (aktualizowana wersja)Technical Specification for Electrochemical Energy Storage Power Station
• NB/T33015(seria) Technical standards for electrochemical energy storage systems in power applications
• NB/T33004 Technical specification for grid-connected operation of electrochemical energy storage systems

Obszar	Europa / IEC	USA	Chiny
Zakres ogólny systemów BESS	IEC 62933 – Electrical Energy Storage Systems (EES)	UL 9540 – Energy Storage Systems and Equipment	GB/T 34131 – Technical Specification for Electrochemical Energy Storage Power Station
Bezpieczeństwo baterii (ogniwa i moduły)	IEC 62619 – Safety requirements for lithium batteries (industrial)	UL 1973 – Batteries for Use in Stationary Applications	GB/T 36276 – Lithium-ion Battery Technical Specification
Instalacja i integracja systemu	IEC 62485 – Battery installations	NFPA 855 – Installation of Energy Storage Systems	NB/T 33015 – Energy storage system technical requirements
Thermal runaway / testy pożarowe	IEC 62933-5-2 – Safety requirements (system level)	UL 9540A – Thermal Runaway Fire Propagation Test	GB/T (częściowo ujęte w testach systemowych)
Bezpieczeństwo eksploatacji (BHP)	PN-EN 50110-1 – Operation of electrical installations	NFPA 70E – Electrical Safety in the Workplace	GB 26860 – Safety work regulations for electric power industry
Łuk elektryczny (Arc Flash)	IEC 61482 – Arc flash protective clothing	IEEE 1584 – Arc-Flash Hazard Calculations + NFPA 70E	Brak dedykowanego standardu – stosowane podejścia pośrednie

W celu zapewnienia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa prawo w Polsce wymaga od nas szeregu instrukcji i procedur. Dotyczą one także instalacji magazynów energii:

• IOBP – Instrukcja Organizacji Bezpiecznej Pracy
• IEUEE – Instrukcja Eksploatacji Urządzeń Elektroenergetycznych
• IRiESD – Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej ( dla OSDn)
• Instrukcje stanowiskowe i BHP
• PPN – Procedura Prac Pod Napięciem przy urządzeniach elektroenergetycznych ( jeśli wymagana)

Zarządzanie ryzykiem w eksploatacji BESS

Skuteczne zarządzanie ryzykiem związanym z łukiem elektrycznym wymaga systematycznego podejścia, obejmującego następujące etapy:

• Ocenę zagrożenie od łuku elektrycznego
• Ocenę zagrożenia porażeniem prądem
• Ocenę stanu aparatury i instalacji
• Wstępny dobór wymaganych ŚÓI
• Ocenę ryzyka oraz dobór wymaganych śoi dla wykonywanych prac

Pierwszy etap procesu zarządzania ryzykiem polega na identyfikacji potencjalnych miejsc, w których może wystąpić zagrożenie łukiem elektrycznym. Daje nam to możliwość :

• określenie poziomu energii łuku elektrycznego
• strefy oddziaływania łuku elektrycznego (ang.Arc Flash Boundary)
• dalszych działań i rekomendacji

Po zidentyfikowaniu poziomu zagrożeń, należy ocenić ryzyko zagrożeni porażeniem co mocno zależne jest od konstrukcji instalacji oraz wykonywanych prac np. poprzez:

• określenie napieć
• określenie wykonywanych prac w pobliżu napięcia
• określenie prac wykonywanych pod napięciem

Następnie poprzez oszacowanie prawdopodobieństwa wystąpienia zagrożeń elektrycznych dla
poszczególnych czynności oraz prac eksploatacyjnych i możemy dostosować stosowanie do:

• poziomu zagrożenia
• ekspozycji na to zagrożenie
• kondycji i stanu aparatury
• wykonywanych prac

Takie podejście opracowane przez MR Power Systems w formie metody „Uproszczonego doboru oraz oceny ryzyka wykonywanych prac” z ang. (Simplified Task Based PPE Risk Matrix ) pozwala na kontrolowanie stosowanych podczas prac przy urządzeniach elektroenergetycznych.

Skuteczne zarządzanie ryzykiem wymaga podejścia systemowego które zaczyna się od identyfikacji i określenia zagrożeń. W dalszych krokach naturalnie chcemy kontrolować oraz ograniczać ekspozycję na występujące zagrożenia. Tutaj z pomocą przychodzi Hierarchia Kontroli z standardu NFPA 70E-2024 obejmująca kolejność działań od najbardziej efektywnych do najmniej:

• eliminacja zagrożenia,
• redukcja energii,
• środki techniczne,
• świadomość i szkolenia
• rozwiązania administracyjne
• środki ochrony indywidualnej.

Studium przypadku: Victoria Big Battery

Jednym z najbardziej znanych zdarzeń związanych z magazynami energii był pożar instalacji Victoria Big Battery (300 MW / 450 MWh) w Australii w 2021 roku. Zdarzenie miało miejsce podczas testów odbiorczych systemu i stanowi istotny przykład ryzyka charakterystycznego dla wielkoskalowych systemów BESS.

Bezpośrednią przyczyną zdarzenia było wewnętrzne uszkodzenie jednego z modułów bateryjnych. Doszło do utraty szczelności płynu chłodzącego a następnie do zwarcia, które to doprowadziło do lokalnego przegrzania, a następnie inicjacji zjawiska thermal runaway. W wyniku utraty kontroli nad bilansem cieplnym doszło do rozprzestrzenienia się zjawiska na sąsiednie moduły w obrębie kontenera.

Pomimo zastosowanych systemów zabezpieczeń, takich jak systemy detekcji oraz środki gaśnicze, zdarzenie doprowadziło do długotrwałego pożaru, który trwał kilka dni. W trakcie zdarzenia zaobserwowano emisję gazów oraz intensywne oddziaływanie cieplne, co wymusiło wyznaczenie strefy bezpieczeństwa wokół instalacji. Analiza zdarzenia wskazuje na kilka kluczowych wniosków:

• inicjacja zdarzenia może nastąpić na poziomie pojedynczego modułu,
• thermal runaway ma charakter propagacyjny w obrębie kontenera,
• standardowe systemy gaszenia mogą być niewystarczające do zatrzymania procesu, ale
  pozwalają ograniczać skalę pożaru i jego rozprzestrzeniania
• kluczowe znaczenie ma wczesna detekcja oraz separacja modułów,
• projektowanie systemów BESS powinno uwzględniać scenariusze eskalacyjne, a nie tylko
  pojedyncze awarie.

Przypadek Tesla Big Battery pokazuje, że zagrożenia w magazynach energii mają charakter systemowy i wymagają podejścia obejmującego zarówno projektowanie, jak i eksploatację instalacji.

Podsumowanie

Magazyny energii wprowadzają nowy poziom złożoności zagrożeń elektroenergetycznych, wynikający z połączenia zwarć w obwodach DC, trudności w detekcji łuku elektrycznego, napięć powyżej 1000 VDC oraz ryzyka eskalacji zdarzeń do poziomu utraty bilansu cieplnego ogniw. Czynniki te powodują, że klasyczne podejście do bezpieczeństwa instalacji elektrycznych jest niewystarczające.

Zapewnienie bezpiecznej eksploatacji wymaga zintegrowanego podejścia obejmującego etap projektowania, eksploatacji instalacji oraz analizę zagrożeń i ryzyka. Ogólne traktowanie kontenerowych wersji magazynów energii bardziej jako produktów a nie jako instalacji stawia wyzwania w zakresie prowadzenia eksploatacji.

Czym jest łuk elektryczny (arc flash) i dlaczego jest niebezpieczny?

Powiedzmy sobie szczerze: ryzyko zwarcia łukowego jest nadal powszechnie niedoceniane lub źle rozumiane. Kiedy ludzie słyszą termin „zagrożenie elektryczne”, myślą zazwyczaj wyłącznie o porażeniu prądem. Choć porażenie prądem jest niezaprzeczalnie niebezpieczne, wyładowanie łukowe stanowi zupełnie inne — i często bardziej niszczycielskie — zagrożenie. W przeciwieństwie do zagrożeń związanych z porażeniem prądem, wyładowanie łukowe może w ułamku sekundy uwolnić ogromną ilość energii, narażając pracowników na ekstremalne ciepło, ciśnienie wybuchu i stopiony metal. Dla każdego pracującego w branży elektrycznej, w zakresie konserwacji elektrycznej, bezpieczeństwa elektrycznego lub w pokrewnych dziedzinach, niezrozumienie lub zignorowanie niebezpieczeństwa od łuku elektrycznego może mieć poważne, a nawet śmiertelne konsekwencje.

Zagrożenia elektryczne są obecne w naszym codziennym życiu, dlatego niezbędna jest świadomość ich istnienia i podjęcie odpowiednich środków ostrożności, aby bezpiecznie wrócić do domu z pracy.

Celem tego artykułu jest wyjaśnienie, jak przebiega proces oceny ryzyka od łuk elektrycznego — od pierwszego pytania aż po naklejenie etykiety na drzwi rozdzielnicy. Zanim jednak przejdziemy do samego procesu, upewnijmy się, że wszyscy rozumieją, o co chodzi.

Zagrożenie vs ryzyko – kluczowe różnice

Terminy te mogą brzmieć podobnie, ale dla osób regularnie pracujących w sektorze elektrycznym kluczowa jest znajomość ich definicji.

Zagrożenie to poziom potencjalnego urazu — na przykład 33 cal/cm2 jako poziom potencjalnej energii zwarcia łukowego.

Ryzyko natomiast to wynik prawdopodobieństwa i poziomu zagrożenia powstałej w wyniku ekspozycji osoby na dane zagrożenie.

Rodzaje zagrożeń elektrycznych w miejscu pracy

Jeśli chodzi o zagrożenia elektryczne, lista jest dłuższa, niż mogłoby się wydawać. Poniżej
przedstawiono kilka przykładów:

• Porażenie prądem elektrycznym
• Zagrożenie poparzeniem od łuku elektrycznego
• Wybuch łuku elektrycznego (ciśnienie)
• Wyładowanie elektrostatyczne
• Pożary elektryczne
• Ekspozycja na pole elektromagnetyczne
• Wybuchy w strefach Ex
• Oparzenia od gorących powierzchni naelektryzowanych elementów
• Napięcie indukowane ( porażenie)
• Pożary i wybuchy akumulatorów DC

Większość szkoleń BHP skupia się na zagrożeniach związanych z porażeniem prądem. Wyładowaniu łukowemu poświęca się zazwyczaj zaledwie jeden slajd, ostrzeżenie na etykiecie bez istotnych informacji — czasem tylko ogólna naklejka — i temat jest zamknięty. To poważny błąd, ponieważ pod względem destrukcyjnego potencjału wyładowanie łukowe należy do zupełnie innej kategorii.

Oto liczby, które zwracają uwagę ludzi:

Arc flash: rzeczywiste ryzyko i realne koszty

Zwarcie łukowe to nie zwykłe zwarcie elektryczne, lecz gwałtowne zjawisko łuku elektrycznego — szybkie, niekontrolowane uwolnienie energii, przypominające bardziej eksplozję niż typowe zagrożenie elektryczne. W ciągu milisekund temperatura przekraczająca 19 000°C — około 15 razy wyższa niż temperatura lawy wulkanicznej — może odparować miedź i spowodować jej rozprężenie o kilkadziesiąt tysięcy razy w stosunku do pierwotnej objętości. To nagłe rozprężenie generuje potężne fale ciśnienia zdolne przewrócić pracowników i miotać stopionym metalem z ekstremalną prędkością, podczas gdy intensywne promieniowanie cieplne powoduje poważne oparzenia bez bezpośredniego kontaktu. Oślepiające światło, ogłuszający hałas oraz chmury rozgrzanych gazów i oparów metalu dodatkowo potęgują niebezpieczeństwo. W odróżnieniu od porażenia prądem, sama bliskość wystarczy, by doznać obrażeń — niedocenianie tego zjawiska oznacza przeoczenie jednego z najbardziej niszczycielskich zagrożeń w pracy elektrycznej.

A koszty to nie tylko ofiary ludzkie. Kilka przykładów z naszej rzeczywistości:

• OVH SBG1 — serwerownia we Strasbourgu, zwarcie łukowe w pomieszczeniu baterii UPS prowadzi do pożaru : strata 105 mln EUR
• Magazyn Ocado, Andover, Wielka Brytania — awaria ładowarki akumulatorów
  prowadzi do pożaru szkody 110 mln GBP + 132 tys. GBP kosztów gaszenia pożaru
• Katedra Notre-Dame — oficjalnie przypisywana awarii elektrycznej: 552 mln EUR
  kosztów odbudowy

Celem nie jest sianie strachu, lecz uświadomienie, że ten temat zasługuje na rzetelne
podejście.

Hierarchia środków kontroli w bezpieczeństwie elektrycznym

Hierarchia środków kontroli to ramy bezpieczeństwa stosowane w celu ograniczenia lub wyeliminowania narażenia na zagrożenia w miejscu pracy. Szereguje środki kontrolne od najbardziej do najmniej skutecznych, pomagając organizacjom priorytetyzować rozwiązania i działania.

Od najbardziej skutecznych do najmniej skutecznych:

• Identyfikacja: Pierwszym krokiem jest identyfikacja zagrożeń w miejscu pracy. Po rozpoznaniu zagrożeń elektrycznych kolejnym krokiem jest ich redukcja lub eliminacja poprzez środki inżynieryjne. Niemniej jednak stosowanie środków ochrony osobistej pozostaje obowiązkowe. Kluczowe pytanie brzmi: jak prawidłowo zrozumieć i wdrożyć ten proces w miejscu pracy.
• Eliminacja: Brak pracy pod napięciem. LOTO (Lockout/Tagout). Urządzenia do
  gaszenia łuku. Jeśli można odłączyć zasilanie — odłącz je. To zawsze preferowana
  opcja.
• Substytucja/redukcja: Niższe napięcie robocze. Rozdzielnice odporne na łuk
  elektryczny. Jeśli można zmienić system w celu zmniejszenia nieodłącznego
  zagrożenia, należy to zrobić na etapie projektowania.
• Rozwiązania techniczne: Fizyczne bariery. Zdalne sterowanie. Przestrzenne
  odizolowanie ludzi od zagrożenia. Rozwiązania, które działają niezależnie od
  zachowania człowieka.
• Świadomość: Etykiety ostrzegawcze wyładowania łukowego. Szkolenia. Pracownicy
  muszą wiedzieć o istnieniu zagrożenia i rozumieć znaczenie etykiet. Jest to
  konieczne, lecz niewystarczające samo w sobie.
• Kontrole administracyjne: Plany bezpieczeństwa elektrycznego. Instrukcje pracy.
  Pisemne procedury bezpiecznego wykonywania zadań.
• ŚOI (Środki Ochrony Indywidualnej): Prawidłowa odzież i wyposażenie o
  odporności łukowej dostosowane do obliczonej energii incydentu. Niezbędne, ale
  chroniące wyłącznie osobę już narażoną na zagrożenie.

Ocena zagrożenia łuku elektrycznego dostarcza informacji na wszystkich tych poziomach — nie tylko do doboru ŚOI.

Podsumowując, gdy pracodawca wdroży wszystkie elementy Hierarchii Środków Kontroli, poziom ryzyka może zostać znacznie ograniczony lub nawet wyeliminowany. W efekcie zadania wykonywane przez pracowników przechodzą od polegania na najmniej skutecznych środkach ochrony do stosowania najbardziej efektywnych i bezpiecznych rozwiązań, co prowadzi do istotnie bezpieczniejszego środowiska pracy.

Jak jest to rozumiane w miejscu pracy?

W praktyce wiele miejsc pracy zna ŚOI i kontrole administracyjne, ponieważ są łatwiejsze do wdrożenia. Jednak środki kontroli wyższego poziomu — takie jak eliminacja, redukcja i rozwiązania techniczne— są często niedoceniane lub pomijane ze względu na brak wiedzy, ograniczenia projektowe lub brak wczesnego planowania.

Czy ludzie o tym wiedzą?

Choć Hierarchia Środków Kontroli jest powszechnie uznawana w normach bezpieczeństwa i
wytycznych branżowych, nie wszyscy ją naprawdę rozumieją lub stosują prawidłowo. W
wielu przypadkach jest traktowana jako koncepcja teoretyczna, a nie praktyczne narzędzie
decyzyjne. Poprawa świadomości i zastosowania hierarchii jest niezbędna do skutecznego
zarządzania zagrożeniami elektrycznymi i nie tylko.

Kluczowe normy dotyczące arc flash (EN50110, NFPA 70E, IEEE 1584, OSHA)

W zakresie ochrony przed wyładowaniem łukowym niezbędna jest znajomość i stosowanie
odpowiednich norm. Poniżej wymieniono najważniejsze z nich:

Norma	Opis
EN50110	Bezpieczeństwo elektryczne w miejscu pracy (Europa)
NFPA 70E (2024)	Bezpieczeństwo elektryczne w miejscu pracy (USA)
IEEE 1584-2018	Przewodnik do obliczeń zagrożeń wyładowaniem łukowym dla Open Arc
IEEE 1584.1-2013	Przewodnik do specyfikacji obliczeń zagrożeń wyładowaniem łukowym
CSA Z462-2024	Bezpieczeństwo elektryczne w miejscu pracy (Kanada)
EPRI TR-2011	Metodologia analizy zagrożeń wyładowaniem łukowym >15kV
OSHA 1910.269 Załącznik E	Wytyczne prawne USA ochrona przed zagrożeniami eklektycznymi
DGUV 203-077	Dobór środków ochrony osobistej przed zagrożeniami łuku elektrycznego dla Box text Niemcy)

Ważne jest wyjaśnienie, że każdy kraj posiada własne normy. Ogólnie rzecz biorąc, niektóre
wymagania dotyczące limitów podejścia i stref ochronnych mogą się różnić w zależności od
przepisów krajowych; jednak metodologia obliczeń jest zazwyczaj tożsama lub oparta na
normie IEEE 1584-2018 lub DGUV203-077

Proces oceny zagrożenia od łuku elektrycznego (arc flash) wg MR Power
Systems

Oto jak przebiega prawidłowa ocena ryzyka wyładowania łukowego.

Krok 1: Twój ruch – kontakt

Przed rozpoczęciem jakiejkolwiek analizy lub wizyty w terenie niezbędne jest wyraźne zdefiniowanie i pełne zrozumienie zakresu. Wymaga to ścisłej współpracy z klientem w celu określenia wielkości projektu, zidentyfikowania obowiązujących norm oraz zebrania wszelkich kluczowych informacji niezbędnych do przygotowania dokładnej i efektywnej oferty.

Krok 2: Audyt i dane

Przed przeprowadzeniem audytu na obiekcie w celu zebrania danych należy zapoznać się z wszelkimi dostępnymi informacjami technicznymi i przygotować formularz zbierania danych. Podczas wizyty terenowej dane są zbierane w sposób dokładny, a jednocześnie przeprowadzany jest audyt instalacji pod kątem bezpieczeństwa elektrycznego. Wyniki są następnie dokumentowane w raporcie po wizycie który zawiera obserwacje, analizę i zalecenia dotyczące bezpieczeństwa mające na celu poprawę bezpieczeństwa w miejscu pracy. Nie wszystko wynika z obliczeń. Czasami są to proste sprawy jak brak osłon a czasami uszkodzenia instalacji.

Krok 3: Cyfrowy bliźniak

Opracowanie modelu sieci elektrycznej przy użyciu specjalistycznego oprogramowania dokładnie odzwierciedlającego jak wygląda i działa twoja instalacja elektryczna. To jest nasze zadanie, ale warto wiedzieć po co to robimy. Cyfryzacja pozwala na szybszą i powtarzalną pracę w dalszym etapie. Obniża też TCO (Total Cost of Ownership) na przestrzeni następnych 5 lat
lub dalszych modernizacji i w skrócie jest to bardzo przydatne narzędzie dla nas i dla ciebie.

Krok 4: Obliczenia i analizy

Tu się zaczyna techniczna część i w zależności od tego co ustaliliśmy na początku
przeprowadzamy dużo lub bardzo dużo obliczeń w różnym zakresie. Wszystko po to by dać
ci rzetelną odpowiedź na pytanie. To co jest nie tak ? I co ważniejsze co mamy zrobić,
żeby to poprawić. To jest chyba najważniejsza część, bo co z tego, że znasz już problem
jak nie wiesz co z tym zrobić dalej

Zazwyczaj obejmuje to :

• Analiza zwarciowa — IEC 60909 / ANSI
• Ocena instalacji i urządzeń
• Analiza selektywności
• Analiza arc flash

Krok 5: Raport – czyli coś dla ciebie

Raport końcowy zawiera bardzo wiele danych jak wyniki, tabele analityczne dla stanu istniejącego i zalecanego, różne warianty konfiguracji, zalecenia, dane modelu, schematy jednokreskowe oraz naklejki arc flash, skompilowane i dostarczone w odpowiednich formatach, takich jak Word, PDF i Excel.

W dużym skrócie sam raport w MR Power Systems jest tworzony tak żeby ilość danych nie przytłaczała a bardzo stanowiła techniczną pomoc/ W końcu liczy się efekt i możliwość praktycznego wdrożenia zaleceń a nie 600 stron raportu z nieskończonymi tabelkami których nikt i tak nie czyta (więc są, ale w tle).

Krok 6: Omówienie wyników

I to jest coś dla ciebie. Powiedziałbym, że jedno z ważniejszych spotkań, bo daje na chwilę na przekazanie technicznych wyników obliczeń na ludzki język. Tłumaczymy wyniki, skąd się biorą i co z nimi dalej zrobić. Niby wszystko jest w raporcie i dokumentacji, ale, po to jesteśmy specjalistami, żeby ułatwić ci zrozumienie całości, ustawienie priorytetów działań, czasami odradzanie niepotrzebnych modernizacji. W dużym skrócie omawiamy sytuację obecna i planujemy dalsze działania.

Krok 7: Szkolenie i bezpieczeństwo elektryczne

Naklejki informacyjne. W którymś momencie musza się pojawić. Jest jeden z prostszych
sposób komunikowani zagrożeń dla poszczególnych rozdzielnic. Wygląd i treść jest zależna
od wytycznych, ale mają one wspólny cel – dać prostą informację o zagrożeniu

Krok 8 Szkolenie i bezpieczeństwo elektryczne

Szkolenie z zakresu bezpieczeństwa elektrycznego jest ważne. Forma jest elastyczna, on line czy on-site. Preferowane jest u klienta na obiekcie. Obejmuje wstęp do zagrożeń elektrycznych, wyjaśnienie konsekwencji wypadków, pierwsza pomoc, prawidłowy dobór i użytkowanie środków ochrony osobistej (ŚOI), identyfikację zagrożeń oraz czytanie etykiet informacyjnych. Samo szkolenie ma prosty cel – zrozumienie nowego tematu łuku elektrycznego. Ma ono też różne poziomy – czasami dedykowane jest dla działu BHP, kadry zarządzającej czy osób nie pracujących na co dzień z instalacjami elektrycznymi.

Krok 9: Czy to koniec ?

Nie. To dopiero początek, ale większość prac mamy już za sobą. Teraz pracujmy nad tym,
żeby utrzymać stan wiedzy i aktualną dokumentację. Co 5 lat maksymalnie należy odnawiać
oceną, ale po to mamy cyfrowy model, żeby było nam wszystkim łatwiej i taniej.

Zadaniowa matryca ryzyka i doboru ŚOI

Ocena ryzyka. Co zrobić, aby nie stała się jedynie formalnym obowiązkiem – zapomnianym arkuszem w segregatorze lub ćwiczeniem z kreatywnego wypełniania tabel? To właśnie temu zagadnieniu poświęcony jest niniejszy artykuł.

Choć punktem wyjścia są zagrożenia elektryczne – w szczególności zagrożenie łukiem elektrycznym – poruszane zagadnienia mają charakter uniwersalny. W praktyce bowiem ocena ryzyka w pracach elektrycznych jest trudnym obszarem do właściwego ujęcia. Czy w ogóle da się uchwycić jej specyfikę w sposób prosty, powtarzalny i użyteczny?

W artykule omówimy:

• czym różni się analiza zagrożeń od oceny ryzyka,

• jakie są konsekwencje słabych procesów

• co można zrobić inaczej, aby ocena ryzyka faktycznie działała.

Analiza zagrożeń a ocena ryzyka – gdzie leży różnica?

Pojęcia zagrożenie i ryzyko bywają stosowane zamiennie. Sam wielokrotnie słyszałem – i przyznaję, że również używałem – sformułowań w rodzaju: „to jest duże zagrożenie” albo „to są prace wysokiego ryzyka”. Brzmi podobnie, ale w rzeczywistości są to różne pojęcia.

Opierając się na podejściu norm ISO 45001, PN-N-18001 oraz NFPA 70E, można przyjąć uproszczone, ale bardzo użyteczne definicje:

• Zagrożenie – źródło potencjalnego urazu lub pogorszenia stanu zdrowia. W pracach elektrycznych będą to m.in. energia łuku elektrycznego, prąd rażeniowy, pole elektromagnetyczne czy ładunki elektrostatyczne.
• Prawdopodobieństwo – szansa lub częstotliwość wystąpienia danego zdarzenia w określonym czasie (dzień, miesiąc, rok).
• Ryzyko – kombinacja zagrożenia i prawdopodobieństwa jego wystąpienia.

Najczęściej zapisuje się to w uproszczonej formie:
Ryzyko = Zagrożenie × Prawdopodobieństwo

W tym miejscu często pojawia się opór: „To nie hazard ani poker – po co nam prawdopodobieństwo?” Paradoksalnie, angielskie słowo hazard oznacza właśnie „zagrożenie”. Gry słowne zostawmy jednak na boku.

Matryca ryzyka i doboru ŚOI: jak to działa w praktyce?  

Zagrożenie i ryzyko są ze sobą nierozerwalnie związane, ale dopiero ich rozdzielenie daje realną wartość praktyczną. 

Przykład: 
Poziom zagrożenia od łuku elektrycznego wynosi 7,6 cal/cm² (energia łuku). Jest to wartość obliczona i trudna do zakwestionowania. Natomiast prawdopodobieństwo zależy od tego, jakie czynności wykonujemy, w jakich warunkach i na jakim urządzeniu. Co więcej – nie każdy wypadek jest wynikiem błędu ludzkiego. 

Aby to ocenić, potrzebujemy systemu: danych, kryteriów i narzędzia, np. matrycy ryzyka. 

Szara strefa prawdopodobieństwa 

Z poziomem zagrożenia dyskutować trudno – jest liczbowy i policzalny. Z prawdopodobieństwem bywa inaczej. Z mojego doświadczenia to właśnie ono stanowi tzw. szarą strefę oceny ryzyka. Brakuje danych, a subiektywna ocena łatwo prowadzi do manipulowania wynikiem. 

Przykład: 
Pomiar napięcia na szynach głównych rozdzielnicy 415 V / 2000 A, przy zagrożeniu od łuku elektrycznego  7,6 cal/cm². 

Przyjmijmy skalę 3×3: 

• Zagrożenie: poparzenie łukiem – średnie (2) 

• Prawdopodobieństwo: wysokie (3) 

Ryzyko = 2 × 3 = 6 

Jednak wystarczy arbitralnie obniżyć prawdopodobieństwo do 1, aby ryzyko spadło do 2 lub 4. Różnica ogromna – a od niej może zależeć, czy zostaną wdrożone dodatkowe środki ochronne czy działania ograniczające. 

Skutki błędnej oceny ryzyka Arc Flash 

Zbyt ogólna ocena prowadzi do: 

• szerokiego pola interpretacji wyników, 

• działań niedostosowanych do realnego zagrożenia, 

• utraty zaufania pracowników do całej procedury, 

• cięższych obrażeń wskutek braku adekwatnych zabezpieczeń, 

• braku powtarzalności. 

Zbyt szczegółowa ocena skutkuje natomiast: 

• przeciążeniem mentalnym pracowników, 

• niepraktycznością procesu, 

• oporem przed wdrożeniem, 

• wzrostem czasu i kosztów. 

Jak ograniczyć subiektywność w ocenie ryzyka i doborze ŚOI?

Ocena ryzyka nigdy nie będzie całkowicie obiektywna – ale można ją znacząco uporządkować poprzez: 

• wstępne oględziny, 

• analizę wykonywanych zadań, 

• ocenę stanu technicznego urządzeń, 

• uwzględnienie czynników ludzkich (Human Factors), 

• przygotowanie ścieżek decyzyjnych, 

• matryce doboru ŚOI i działań. 

Celem powinny być proste, praktyczne narzędzia, a nie kolejne procedury „na papierze”. 

Zadaniowa Matryca Doboru ŚOI – przykład praktyczny 

Jednym z takich narzędzi jest wdrażana przez MR Power Systems Zadaniowa Matryca Doboru ŚOI (Task PPE Risk Matrix). Nie jest to rozwiązanie uniwersalne – zostało zaprojektowane pod konkretne wymagania i środowisko pracy – ale doskonale ilustruje podejście praktyczne. 

Matryca uwzględnia m.in.: 

• stan aparatury, 

• rodzaj zagrożeń (łuk, porażenie), 

• listę wykonywanych zadań, 

• preselekcję ŚOI, 

• ocenę prawdopodobieństwa, 

• końcową ocenę ryzyka. 

W efekcie większość pracy analitycznej została wykonana z góry, przez specjalistów. Pracownik otrzymuje narzędzie gotowe do użycia. 

Jak stworzyć ocenę ryzyka prac elektrycznych? 

W przedstawionym modelu zastosowano kilka kluczowych wskaźników: 

• ocenę aparatury (stan, przeglądy, dokumentacja), 

• ocenę zagrożeń (łuk elektryczny, porażenie prądem), 

• listę wykonywanych zadań (np. z IOBP lub instrukcji eksploatacji), 

• matrycę preselekcji ŚOI, 

• ocenę prawdopodobieństwa,ocenę ryzyka. 

Co z tym można zrobić? 

Kondycja aparatury: 

1. Urządzenie jest prawidłowo zainstalowane. 

2. Urządzenie jest właściwie utrzymywane (konserwowane). 

3. Urządzenie jest przystosowane do dostępnego prądu zwarciowego. 

4. Urządzenie jest użytkowane zgodnie z dokumentacją lub instrukcjami producenta. 

5. Drzwi urządzenia są zamknięte i zabezpieczone. 

6. Wszystkie osłony są na swoim miejscu i zabezpieczone. 

7. Brak oznak zbliżającej się awarii. 

Lista zadań: 

• określenie, jakie prace będą wykonywane, 

• ocena, czy dane prace niosą ze sobą zagrożenia. 

Wymagane poziomy ŚOI: 

• preselekcja ŚOI do stosowania na terenie zakładu klienta, 

• specyfikacja ŚOI chroniących przed poparzeniem łukiem elektrycznym, 

• minimalne wymagania ŚOI (np. dla podwykonawców), 

• specyfikacja ŚOI chroniących przed porażeniem prądem, 

• system doboru i stosowania ŚOI (np. multilayer, całodzienne, dedykowane). 

Określenie prawdopodobieństwa: 

• określenie na podstawie danych lub analizy prac, 

• przypisanie w matrycy (np. 2×2), 

• określenie wpływu stanu aparatury na prawdopodobieństwo

Poziom zagrożenia

Odnosi się to do wartości energii incydentalnej. Istnieje kilka metod i co najmniej trzy podejścia do jej wyznaczania:

• Szczegółowe obliczenia energii incydentalnej łuku elektrycznego (np. IEEE 1584, DGUV 203-077, metody dla DC)
• Metody tabelaryczne (np. NFPA 70E, CSA Z462)
• Zastosowanie wstępnie obliczonych (pre-calculated) wartości energii incydentalnej

Każda z tych metod ma swoje zalety, jednak kluczowe jest uzyskanie wiarygodnego oszacowania spodziewanego zagrożenia łukiem elektrycznym. Metoda obliczeniowa zgodna z IEEE 1584 jest najbardziej szczegółowa i jest uznawana za preferowane podejście.

W tych krokach mogą zostać wprowadzone błędy, dlatego tę metodę należy stosować wyłącznie w kontrolowanych warunkach i nie jest ona zalecana jako podstawowe podejście do wyznaczania energii incydentalnej łuku elektrycznego (arc flash).

Efekt końcowy 

Ostatecznie otrzymujemy matrycę doboru ŚOI dla wykonywanych prac. Uwzględnia ona kondycję rozdzielnicy, rodzaj wykonywanych prac, ekspozycję na części czynne pod napięciem (np. nieosłonięte szyny lub zaciski kabli) oraz poziom zagrożenia. 

W tej formie większość pracy analitycznej została już wykonana przez specjalistyczny zespół. Narzędzie można łatwo zweryfikować na podstawie realnych zdarzeń lub wypadków. W opisywanym przypadku matryca została przygotowana dla dużej grupy pracującej w trybie serwisowym (czyli nie na własnej instalacji). Lista zadań została pogrupowana i uproszczona, aby odpowiadała rzeczywistym sytuacjom. 

Ryzyko przed i po – i rola hierarchii kontroli 

W klasycznej ocenie ryzyka zawsze mówimy o stanie przed i po zastosowaniu środków ograniczających. W przypadku matrycy zadaniowej ta preselekcja została wykonana wcześniej. 

Tu warto odwołać się do hierarchii kontroli wg NFPA 70E, która jasno pokazuje, że ŚOI są ostatnią linią obrony, a nie jedynym rozwiązaniem. Działania techniczne, organizacyjne i proceduralne mają kluczowe znaczenie. 

Dwie perspektywy – jeden cel 

Z perspektywy: 

• pracodawcy – wdrażamy rozwiązania i eliminujemy zagrożenia, 

• pracownika – stosujemy dostarczone środki. 

Z perspektywy pracodawcy, działu BHP, głównego energetyka czy konsultanta, proces postępowania jest odwrotny niż z punktu widzenia pracownika. W pierwszej kolejności analizujemy, jak zagrożenie wyeliminować lub ograniczyć, a następnie oczekujemy stosowania wdrożonych rozwiązań. 

W praktyce część działań wymaga jedynie wdrożenia technicznego, inne natomiast – akceptacji i zrozumienia ze strony załogi. Choć opór przed zmianą jest naturalny, najlepiej sprawdzają się rozwiązania, których sens jest jasno komunikowany. 

Matryca może zostać rozszerzona o preselekcję działań ograniczających zagrożenie lub prawdopodobieństwo, co jest uzasadnione, ponieważ to pracodawca ponosi odpowiedzialność i ma decydujący wpływ na dobór stosowanych rozwiązań. 

W praktyce największym wyzwaniem bywa nie technologia, lecz akceptacja zmian. Moje doświadczenie pokazuje, że opór jest mniejszy, gdy ludzie rozumieją, dlaczego coś wdrażamy.  

Wnioski 

• Prawdopodobieństwo warto opierać na danych i analizie, a nie intuicji. 

• Matryce pozwalają jasno określić minimalne wymagania ŚOI. 

• Proste systemy są chętniej stosowane i skuteczniejsze. 

Podsumowanie 

Dobór ŚOI można wykonać wyłącznie na podstawie oceny zagrożenia. Jednak pomijając procedury pracy, kondycję urządzeń oraz doświadczenie pracowników, łatwo dojść do sytuacji, w której „zawsze i wszędzie” stosujemy pełną ochronę. Paradoksalnie dobrze zaprojektowana matryca ogranicza stosowanie ŚOI do miejsc, w których jest to rzeczywiście potrzebne – a nie tam, gdzie po prostu „boimy się” coś zrobić. 

Electrical Safety Conference Europe – Bezpieczeństwo elektryczne w miejscu pracy

Bezpieczeństwo elektryczne to nie tylko wymóg prawny czy wymuszona konieczność. To kwestia odpowiedzialności za zdrowie i życie pracowników oraz ciągłość produkcji w każdym zakładzie przemysłowym. Wiedzą o tym eksperci MR Power Systems, którzy od lat zajmują się profesjonalnymi analizami ryzyka, audytami instalacji elektrycznych oraz wdrażaniem kompleksowych rozwiązań ochronnych. Dlatego właśnie jako MR Power Systems organizujemy wyjątkowe wydarzenie o bezpieczeństwie elektrycznym w Europie – Electrical Safety Conference Europe 2025 (ESC EU).

Electrical Safety Conference Europe 2025 23–24 Października 2025 |
Premier Kraków Hotel, ul. Opolska 14a

Dlaczego ESC EU i dlaczego MR Power Systems?

Idea konferencji narodziła się z inspiracji popularnym wydarzeniem ESW IEEE (Electrical Safety Workshop) organizowanym w Stanach Zjednoczonych od lat 90-tych. Początkowo chcieliśmy po prostu przenieść tę formułę do Europy, jednak w trakcie przygotowań stało się jasne, że potrzebujemy czegoś własnego. Eventu, który będzie miał  podejście dopasowane do specyfiki europejskiego rynku i wyzwań, jakie stoją przed nami w Europie. MR Power Systems, jako ekspert w dziedzinie bezpieczeństwa elektrycznego, podjął się wyzwania stworzenia unikalnej konferencji, która stanie się platformą wymiany doświadczeń, wiedzy i najlepszych praktyk w Europie.

Naszym celem jest nie tylko edukacja, ale przede wszystkim realna poprawa warunków pracy, minimalizowanie ryzyka wypadków oraz zwiększenie świadomości kadry technicznej i zarządzającej w obszarze zagrożeń elektrycznych.

Dla kogo jest ESC EU?

Konferencja dedykowana jest wszystkim, dla których bezpieczeństwo elektryczne stanowi kluczowy element działalności. Są to m.in.:

• Przedstawiciele działów utrzymania ruchu oraz osoby odpowiedzialne za eksploatację instalacji elektrycznych.
• Osoby  zarządzające eksploatacją  instalacji elektrycznych w  zakładach przemysłowych, energetyce zawodowej, instalacjach PV, Wind, BESS
• Specjaliści bezpieczeństwa elektrycznego oraz specjaliści ds. BHP
• Instytucje bezpieczeństwa publicznego
• Producenci rozwiązań technicznych, środków ochronnych  z zakresu ochrony elektrycznej.
• Specjaliści, eksperci i konsultanci branży elektrycznej.

Tematyka konferencji – praktyka ponad teorię

Na ESC EU stawiamy przede wszystkim na praktykę. Poruszymy tematykę szeroko powiązaną z bezpieczeństwem elektrycznym, stawiając przy tej edycji na tematykę zagrożeń od łuku elektrycznego raz porażeń prądem. Kładziemy duży nacisk na prostotę przekazywanej wiedzy, bo zależy nam, żeby dotarła także do osób nowych w tym temacie. Wiemy, jak trudne mogą być to zagadnienia – a będziemy poruszać m.in.:

• Analizę ryzyka związanego z zagrożeniem porażeniem i poparzeniem łukiem  elektrycznym
• Dobór i właściwe stosowanie środków ochrony indywidualnej (ŚOI)
• Przegląd rozwiązań technicznych poprawiających bezpieczeństwo elektryczne
• Modernizacje i optymalizacje instalacji elektrycznych pod kątem bezpieczeństwa
• Doświadczenia z rynku europejskiego w różnych obszarach
• Nowoczesne technologie ograniczania skutków łuku elektrycznego
• Studium przypadków – najlepsze praktyki oraz częste błędy
• Legislacja – czyli na czym opieramy się w EU  jeśli chodzi o bezpieczeństwo elektryczne.

Przykład sytuacji praktycznej – co może pójść nie tak?

Wyobraź sobie sytuację, że jedna z głównych rozdzielnic niskiego napięcia 415 V ma poziom energii łuku elektrycznego przekraczający 40 cal/cm², co w praktyce oznacza skrajnie wysokie konsekwencje poważnych poparzeń lub nawet wypadków śmiertelnych. Z zewnątrz rozdzielnica wygląda poprawnie – problem można zauważyć dopiero podczas szczegółowej oceny i analizy. Co się stanie, gdy w takich warunkach dojdzie do awarii? Jakie będą konsekwencje dla Twojej firmy i ludzi? A co jeśli nie wiemy, że potencjalne zagrożenie to ponad 40 cal/cm²?

Na konferencji pokażemy praktyczne rozwiązania, jak takie zagrożenia wykrywać na wczesnym etapie, jak skutecznie obniżyć poziom ryzyka oraz jakie kroki podjąć, aby uniknąć najgorszego scenariusza.

Jak ESC EU pomoże uczestnikom?

Uczestnictwo w konferencji da Ci konkretne korzyści:

• Zdobędziesz praktyczną wiedzę i poznasz najlepsze dostępne rozwiązania
• Dowiesz się, jak poprawić bezpieczeństwo osób pracujących wokół instalacji elektrycznych (od prostych do skomplikowanych  rozwiązań)
• Poznasz ekspertów, specjalistów oraz dostawców rozwiązań
• Zwiększysz świadomość o bezpieczeństwie elektrycznym

Dołącz do nas na ESCEU 2025 – postaw na bezpieczeństwo elektryczne

Zapraszamy do rejestracji na konferencję ESC EU, która odbędzie się w dniach 23–24 października 2025 roku w Hotelu Premier w Krakowie. Bądź krok przed innymi – zapewnij sobie oraz swojej firmie przewagę wynikającą z wiedzy i najlepszych praktyk bezpieczeństwa elektrycznego.
Wejdź na stronę esceu.eu i już dziś zarezerwuj swoje miejsce!
Pamiętaj, bezpieczeństwo elektryczne to inwestycja, która zawsze się zwraca.

Dlaczego przegląd wyników jest ważny?

Zgodnie z normą IEEE 1584.1, raport z analizy ryzyka zwarcia łukowego powinien zawierać rekomendacje. Oznacza to, że należy ocenić projekt, wdrożyć zalecenia i ponownie wykonać obliczenia. Fizycznie powinno to stanowić osobny rozdział w raporcie, tak aby klient końcowy mógł zobaczyć wpływ zaproponowanych ulepszeń. Czasami ulepszenia w jednym obszarze mogą negatywnie wpłynąć na inne części instalacji – szczególnie gdy system zawiera wiele nieselektywnych zabezpieczeń.

Przegląd wyników robimy dlatego, że chcemy poprawić bezpieczeństwo i efektywność, a to możliwe tylko wtedy, gdy przedstawimy realne i praktyczne zalecenia.

Tak naprawdę „Krok 9” to ciągła aktywność w projekcie. Przegląd wyników obejmuje:

• Sprawdzenie jakości danych i błędów obliczeniowych
• Wskazanie miejsc o wysokiej energii łuku
• Identyfikację urządzeń z niewystarczającą odpornością zwarciową
• Wykrycie nieselektywnych ustawień zabezpieczeń
• Określenie najgorszych scenariuszy i ich kombinacji

Co dalej?

Po wykonaniu przeglądu należy przeanalizować wyniki analizy łuku i koordynację zabezpieczeń oraz ocenić możliwości poprawy. To moment, w którym projekt staje się bardziej złożony, ponieważ możliwych rozwiązań jest wiele i zależą one od:

• Poziomu ryzyka, który chcemy osiągnąć (zero ryzyka, podejście rozsądne, budżetowe)
• Zakresu prac ustalonego w kontrakcie,
• Technicznych i finansowych możliwości klienta.

Warto w tym momencie zorganizować spotkanie techniczne z klientem, jeśli wcześniej nie zostało to omówione. Aby poprawić sytuację, możemy zastosować różne techniki łagodzenia
i eliminacji łuku elektrycznego. Zwykle zależy to od początkowych wyników energii zdarzenia
i kombinacji rozwiązań wymienionych poniżej. Wszystko to powinno być ściśle omówione z klientem.

Jakie są możliwe rozwiązania?

Najczęstsze metody redukcji energii zwarcia łukowego:

• Zmiana ustawień zabezpieczeń – ważny krok, ale wymaga kompromisu z selektywnością.
• Wymiana wyłączników na nowsze z cyfrowym członem wyzwalającym.
• Modernizacja rozdzielnic nN – np. na formy o wyższej klasie separacji lub odporności łukowej.
• Instalacja systemu wykrywania łuku optycznego.
• Zastosowanie urządzeń gaszących łuk (Arc Quenching).
• ZSI (Zone Selective Interlock) dla wyłączników nN.
• Funkcja ARMS (Arc Flash Maintenance Switch) – dodatkowa funkcjonalność niektórych wyzwalaczy wyłączników niskiego napięcia, proste rozwiązanie z odpowiednim wyzwalaczem.
• Dławiki ograniczające prąd zwarciowy (CLR) – specyficzne tematy, ponieważ może to poprawić lub pogorszyć redukcję prądu zwarciowego.
• Programowalny przełącznik serwisowy dla przekaźników SN — wersja SN ARMS zaprogramowana w przekaźniku z niewielkim okablowaniem potrzebnym do aktywacji przez SCADA, przełącznik LOTO itp.

Ile to trwa i jak wygląda wdrożenie?

Przygotowanie zaleceń wymaga czasu, ale jest to czas dobrze wykorzystany. Zgodnie z zaleceniami IEEE 1584.1, powinno to być częścią każdego badania łuku elektrycznego.
Gdy mamy już raport z informacjami, co należy zrobić, musimy wdrożyć go w zakładzie. Proces doskonalenia może zająć tygodnie, miesiące, a nawet ponad rok, ponieważ zależy to od wielkości obiektu.  Ponieważ proces ten może trochę potrwać, dobrze jest już teraz wykorzystać nasze „istniejące” wyniki i zainstalować etykiety oraz dopasować ŚOI na ich podstawie.
Aktualizacje lub zmiany ustawień urządzeń ochronnych powinny być wykonywane dokładnie tak, jak zaproponowano w raporcie. W przeciwnym razie możemy uzyskać z obliczeń inne wyniki niż w rzeczywistej sytuacji.  Każda zmiana powinna zostać odnotowana i oceniona jako część dokumentacji „powykonawczej”, wszelkie zmiany powinny zostać zaimplementowane w modelu, a wyniki zaktualizowane.

Co oznacza „stan istniejący”?

Ten krok kończy pierwszą część analizy łuku elektrycznego. Nazywany jest „stanem istniejącym” lub „stanem wykonanym”, ponieważ dostarcza informacji o energiach łuku i granicach strefy łuku w aktualnym stanie instalacji – bez wprowadzonych ulepszeń. Identyfikacja stanu istniejącego jest ważna, ponieważ:

• pozwala właścicielowi instalacji szybko zareagować i wdrożyć tymczasowe środki ochrony, jeśli istnieje zagrożenie dla personelu
• wdrożenie zaleceń może zająć dużo czasu (nawet lata), w zależności od wielkości obiektu – wyniki analizy będą wtedy służyć jako punkt odniesienia
• stanowią bazę porównawczą do późniejszych wyników i zaleceń modernizacyjnych

Jakimi normami się kierować?

Mamy już przygotowany model bazowy – teraz należy dodać dane i parametry dotyczące łuku elektrycznego. Warto zaznaczyć, że skupiamy się na obliczeniach energii wyładowania łukowego, a nie na tzw. metodzie tabelarycznej (zob. NFPA 70E). Możliwe normy i dokumenty odniesienia:

• IEEE 1584 – 2018 IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations – standard globalny
• DGUV Information 203-077 (Niemcy) 

Dla klientów europejskich oraz instalacji na terenie Europy zaleca się także stosowanie norm EN/IEC/CENELEC/VDE/BS, aby dostosować wyniki do wytycznych IEC, m.in.:

• IEC 60909 – Prądy zwarciowe w trójfazowych systemach prądu przemiennego – Część 0: Obliczanie prądów
• IEC 61660 – Prądy zwarciowe w instalacjach prądu stałego w elektrowniach i stacjach – Część 1: Obliczanie
• IEC 60076 – Transformatory mocy – Część 1: Postanowienia ogólne
• IEC 61439 – Rozdzielnice niskonapięciowe – Część 1: Zasady ogólne
• IEC 62271 – Rozdzielnice wysokiego napięcia
• Lokalne wytyczne w zakresie zabezpieczeń (jeśli obowiązują)
• IEC 60364 – wybrane części
• BS 7671 – 18. wydanie „IET Wiring Regulations”
• NEN 3140/3840
• Seria VDE 0100
• Itp. 

Czym jest łuk elektryczny?

Celem jest określenie energii wyładowania łukowego dla modelowanej instalacji. Piszę „modelowanej”, ponieważ zakres prac może obejmować tylko część całego systemu. Najgroźniejszym skutkiem wyładowania łukowego są ogromne temperatury – sięgające nawet 19 000 °C. I to właśnie stanowi istotę analizy łuku elektrycznego: określić ile energii może się wydzielić i zaplanować odpowiednie środki ochrony życia – z wyprzedzeniem i we właściwy sposób.

Kilka słów o obliczeniach

W większości przypadków obliczenia są wykonywane wg normy IEEE 1584-2018, jednak w zależności od poziomu napięcia, rodzaju zasilania (AC czy DC), warto skorzystać również z dokumentów wskazanych w NFPA 70E, opracowań IEEE 1584, równań wg EPRI, ArcPro oraz tabel OSHA. Tym zagadnieniem zajmiemy się w kolejnych artykułach.

Jak przedstawić wyniki?

Mamy już wyniki analizy łuku dla modelu instalacji w stanie istniejącym. Jak je zaprezentować? Jak je skomentować? Aby utrzymać wysoką jakość opracowania, zaleca się choćby krótkie wyjaśnienie wyników. To techniczny pomost między stanem istniejącym a przyszłymi zaleceniami modernizacyjnymi. W zależności od użytego oprogramowania lub narzędzi przetwarzających dane, wyniki można przedstawić na wiele sposobów. Moje rekomendacje – czytelne i proste formy prezentacji:

• Schemat jednokreskowy (SLD) – z naniesionymi wynikami analizy łuku:
  np. energia incydentu (cal/cm²), granica AF i/lub numer etykiety (PDF, DWG)
• Tabela łuku elektrycznego (Arc Flash Table) – podsumowanie wszystkich wyników w najgorszym scenariuszu lub per scenariusz, jeśli jest to wymagane
• Kolorystyczne kodowanie wyników – szczególnie polecane na SLD i w tabelach:
  pozwala szybko zlokalizować miejsca o wyższej energii (zaleca się stosowanie schematów zgodnych z NFPA 70E)

Przykłady: 

Na czym polega ocena odporności prądowej urządzeń?

Ocena urządzeń (ang. Equipment Evaluation), nazywana również doborem urządzeń lub weryfikacją odporności prądowej, opiera się na wynikach analizy zwarciowej. Sprawdza się w niej, czy znamionowa wytrzymałość zwarciowa urządzeń elektrycznych jest wystarczająco wysoka w porównaniu do obliczonych prądów zwarciowych. Takie obliczenia powinny być standardowo wykonywane już na etapie projektowania, jednak w istniejących instalacjach zaleca się ich ponowną weryfikację – szczególnie jeśli brak jest dokumentacji projektowej.

Dlaczego to jest ważne?

Prawidłowy dobór urządzeń jest kluczowy dla bezpiecznej pracy instalacji – zarówno w warunkach normalnych, jak i awaryjnych. Kable, rozdzielnice, wyłączniki i transformatory są projektowane do wytrzymania określonych wartości prądu zwarciowego przez ustalony czas. Na przykład dla wyłączników bardzo istotne jest, aby mogły one wytrzymać obciążenie zwarciowe bez uszkodzenia – w przeciwnym razie może dojść do ich awarii, co zagraża zarówno ludziom, jak i pozostałej części instalacji.

Jaki to ma związek z analizą łuku elektrycznego?

Ocena odporności urządzeń jest zalecanym krokiem w normie IEEE 1584. Niezależnie od tego, odporność urządzeń wskazuje, jak zachowają się one podczas zwarć oraz w normalnym trybie pracy. Przeciążenia długotrwałe lub naprężenia dynamiczne mogą prowadzić do ich uszkodzenia i pogorszenia funkcjonowania – czego skutkiem może być m.in. fałszywe wyzwalanie, brak wyzwolenia, uszkodzenia termiczne czy nawet pożar. Dla doświadczonych inżynierów zazwyczaj łatwo jest wskazać scenariusz najgorszego przypadku spośród kilku analizowanych.

Przykład

Rozdzielnica niskiego napięcia o parametrach 2000 A, 50 kA/1s, 105 kA wartości szczytowej.
Jeśli nie znamy wartości szczytowej (peak), warto sprawdzić Tablicę 7 z normy IEC 61439.

Obliczono dwie wartości w dwóch scenariuszach:

• Ik” ≈ Ith = 46,45 kA, Ip = 100,5 kA – wynik znajduje się na granicy dopuszczalnej wartości, ale może zostać zaakceptowany. Zaleca się jednak zachowanie marginesu bezpieczeństwa 5–10%.
• Ik” ≈ Ith = 53,38 kA, Ip = 119,44 kA – parametry rozdzielnicy są niewystarczające i należy dobrać rozdzielnicę o wyższej odporności zwarciowej albo ponownie zweryfikować dane wejściowe do obliczeń.

Norma IEC 60909 jasno wskazuje, jakie wartości należy porównywać dla różnych urządzeń: 

Przykład tabeli oceny urządzeń przy użyciu SKM Power Tools

Poniżej przykład podsumowania oceny rozdzielnic i tablic rozdzielczych, wykonany przy użyciu SKM Power Tools. Dla innych programów (ETAP, CYME, EasyPower, DigSilent) wyniki mogą się różnić graficznie, ale kluczowe dane techniczne powinny być zbliżone. Taka analiza daje bardzo dobrą orientację i wskazuje potencjalne problemy z doborem urządzeń.

Na co jeszcze zwrócić uwagę?

W szczególnych przypadkach konieczna może być weryfikacja współczynnika X/R lub stałej czasowej sieci, szczególnie w przypadku lokalnych źródeł zasilania (generatory, UPS-y, odnawialne źródła energii, magazyny energii). Ma to szczególne znaczenie w instalacjach morskich i offshore. Wszystkie te źródła należy odpowiednio uwzględnić w obliczeniach.

Czym jest analiza selektywności zabezpieczeń?

Analiza selektywności zabezpieczeń (ang. Selectivity Analysis) znana również jako Koordynacja Urządzeń Ochronnych (ang. Protective Device Coordination – PDC), Studia Selektywności lub Studia Dyskryminacji, to obowiązkowa analiza przy nowych instalacjach elektrycznych, a także przy modernizacjach, remontach lub dużych zmianach w istniejących systemach. Koordynacja urządzeń ochronnych polega na właściwym doborze i ustawieniu zabezpieczeń tak, aby izolować tylko uszkodzoną gałąź lub miejsce awarii. Jeśli analiza zostanie przeprowadzona poprawnie, ograniczy to uszkodzenia samej instalacji oraz podłączonych urządzeń. Kluczowym elementem analizy selektywności jest eliminacja zwarcia jak najbliżej jego źródła, bez wpływu na działanie reszty systemu.

Dlaczego jest ważna?

Nieselektywne zabezpieczenia mogą zwiększać uszkodzenia urządzeń, wydłużać przestoje oraz generować dodatkowe koszty. W skrajnych przypadkach mogą prowadzić do sytuacji niebezpiecznych, takich jak pożar, zagrożenie porażeniem prądem, automatyczne odłączenie zasilania czy nawet zwarcie łukowe. Czasem zabezpieczenia mogą w ogóle nie zareagować, co oczywiście jest niepożądane.

Jaki jest związek z analizą zwarć łukowych?

Obliczenia dotyczące zwarć łukowych wymagają określenia czasu wyzwalania urządzeń ochronnych. W poprzednich krokach zamodelowaliśmy wszystkie niezbędne urządzenia ochronne, takie jak:

• Bezpieczniki niskiego napięcia (LV)
• Wyłączniki niskiego napięcia (ACB, MCCB, MCB)
• Wyłączniki średniego napięcia (MV) z przekaźnikami ochronnymi (elektromechaniczne, cyfrowe)
• Bezpieczniki średniego napięcia (MV)
• Specjalne systemy ochronne (np. zabezpieczenia różnicowe, detekcja łuku optycznego, urządzenia tłumiące łuk, przełączniki konserwacyjne redukujące ryzyko zwarcia łukowego)

Wymagania dotyczące selektywności i analizy zwarć łukowych są często sprzeczne, co wymaga kompromisu. Aby zmniejszyć energię zwarcia łukowego, czas wyzwalania powinien być jak najkrótszy (szybsze wyzwalanie). Z kolei wymogi selektywności nakazują wydłużenie czasu wyzwalania (wolniejsze wyzwalanie). Istnieją rozwiązania sprzętowe, które mogą rozwiązać ten problem, ale nie zawsze są one dostępne lub opłacalne (ze względu na koszty, możliwość modernizacji lub problemy techniczne).

Analiza selektywności a zwarcia łukowe

Sama analiza zwarć łukowych nie wymaga selektywności systemu, jednak przeprowadzenie takiej analizy jest bardzo przydatne. Ten krok jest istotny, ponieważ pozwala na opracowanie dedykowanych rekomendacji dotyczących poprawy selektywności i zwarć łukowych. Koordynacja urządzeń ochronnych to szeroki temat i często jest pomijana podczas analizy zwarć łukowych, co prowadzi do identyfikacji jedynie obecnej sytuacji, zamiast skupienia się na możliwych ulepszeniach.

Aby zrobić to dobrze, należy zidentyfikować problemy w systemie, takie jak:

• Nieprawidłowe ustawienia urządzeń ochronnych
• Obszary bez selektywności
• Niewystarczająca ochrona urządzeń, takich jak kable, transformatory, rozdzielnice i silniki

Najlepszą metodą jest podzielenie analizy na dwa etapy:

• Pierwszy etap to dostarczenie informacji o stanie obecnym
• Drugim etapem jest opracowanie rekomendacji dotyczących poprawy selektywności i zwarć łukowych

Porównanie istniejącej i zalecanej selektywności:

Wnioski i uwagi:

W przypadku transformatora analiza koordynacji zabezpieczeń wykazała, że obecna konfiguracja wykazuje częściową selektywność, a przekaźniki średniego napięcia są ustawione z czasem wyzwalania stałym, co jest powszechną praktyką.
Kluczowe problemy:

• Nakładanie się ustawień przeciążeniowych LV i MV może prowadzić do niepotrzebnego wyzwalania po stronie MV, co dezaktywuje cały system, utrudniając dostęp do stacji MV.
• Kable transformatorowe po stronie MV i LV nie są odpowiednio chronione przed prądami zwarciowymi.
• Ochrona zwarciowa transformatora może zostać poprawiona zarówno dla zwarć pierwotnych, jak i wtórnych.
• Wyniki analizy zwarcia łukowego dla rozdzielnic 11 kV i 415V można poprawić.

Podsumowanie

Komponent	Istniejący poziom energii oddziaływania cal/cm2	Zalecany poziom energii oddziaływania cal/cm2
BUS-11kV	18.2	6.18
BUS-LV 415V	11.1	2.4

 
W niektórych przypadkach osiągnięcie kompromisu między selektywnością a bezpieczeństwem łukowym jest konieczne. Obecnie coraz częściej stosuje się rozwiązania oparte na komunikacji, schematy blokad oraz przełączniki konserwacyjne zmniejszające ryzyko zwarcia łukowego.

Scenariusze zwarć

Gdy nasz model jest już gotowy, możemy tworzyć scenariusze zwarć. To zależy od systemu, ale najczęściej w Europie będziemy używać IEC 60909 lub lokalnych wersji zharmonizowanych. Ponieważ wiemy, że koncentrujemy się na analizie łuku elektrycznego, ocenie sprzętu i koordynacji nastaw zabezpieczeń, potrzebujemy więcej niż jednego scenariusza.

W przypadku prostego systemu przemysłowego będzie to wymagało stworzenia co najmniej dwóch scenariuszy:

• Minimalny prąd zwarciowy (media, min moc zwarciowa, brak silników itp.)
• Maksymalny prąd zwarciowy (wkład silników, C=max itp.)

W przypadku złożonych systemów potrzebnych jest wiele scenariuszy ze względu na możliwą konfigurację systemu. Obejmuje to:

• Równoległa praca źródła (fotowoltaika, generator, media)
• Transformatory równoległe (zamknięty lub otwarty wyłącznik ściągowy)
• Obsługa pierścienia SN (otwarta lub zamknięta)
• Wkład silnika (duże silniki modelowane oddzielnie, VFD z obejściem itp.)
• Tryb generatora (praca awaryjna, praca normalna)
• Tryb UPS (obejściowy lub normalny)
• Konfiguracje specyficzne dla systemu (wyłączniki otwarte, zamknięte, tryby laboratorium testowego itp.)

Wyniki zwarcia zależą od wszystkich tych czynników. Dodatkowo ma to znaczenie, czy obliczymy usterkę w pobliżu lub daleko od generatora, na który wpływa zanik prądu przemiennego. Reprezentacja IEC 60909 daje jasny przegląd tego zachowania.

Analiza zwarć zostanie wykorzystana do identyfikacji najgorszych przypadków. Oznacza to minimalne i maksymalne prądy zwarciowe. Wyniki tego badania zostaną wykorzystane do dalszych obliczeń, dlatego ważne jest, aby je zweryfikować.

Jak mogą wyglądać wyniki?

Można je podsumować w tabeli, co pomaga znaleźć właściwe dane. Dodatkowo fajnie jest pokazać częściowe wyniki na schemacie jednokreskowym (zachowaj jego czytelność). Poniżej kilka przykładów:

Jak wspomniano wcześniej, może się zdarzyć, że zakres prac obejmuje część sieci, a reszta nie jest uwzględniona. Chociaż jest to w pełni zrozumiałe z punktu widzenia kosztów, może mieć duży wpływ na wyniki końcowe. Ponieważ szukamy prądu zwarciowego, który doprowadzi do (zazwyczaj) najdłuższych czasów wyzwalania i najwyższej energii padania, ważne jest, aby nie być zbyt konserwatywnym. Zawężenie analizy do części instalacji może skończyć się nierealistycznymi wynikami i nadmiarem/zaniżoną rozmiarem środków ochrony indywidualnej, co prowadzi do błędnych wniosków i kosztownych zaleceń. To jest coś, czego chcielibyśmy uniknąć.

W jaki sposób wykorzystujemy wyniki zwarć?

• Ocena sprzętu wykorzysta maksymalne wyniki zwarć do porównania wytrzymałości urządzeń, takich jak, rozdzielnice, wyłączniki, transformatory, itp.
• Koordynacja nastaw zabezpieczeń (analiza selektywności) wymaga zarówno maksymalnych, jak i minimalnych, czasami specyficznych dla scenariusza wyników dla obliczeń ustawień ochrony
• Analiza łuku elektrycznego wymaga kombinacji najgorszego przypadku (min., maks. itp.) w odniesieniu do schematu ochrony

Wracając do częściowego obliczania zwarć: Jest to specyficzne dla danego miejsca i wymaga rekomendacji inżyniera systemu elektroenergetycznego dla każdego projektu, aby było prawidłowe (patrz omówienie zakresu prac).

Dane zwarciowe – typowe problemy

Typical situations: 

• Mamy poprzednie obliczenia zwarciowe, ale brakuje w nim minimalnych wartości maksymalnych i było zbyt ogólne, brakowało źródeł zwarcia, zwłaszcza generatorów i silników
• Nie mamy badań, ale nasz zakres prac jest ograniczony, więc duża część systemu nie zostanie uwzględniona w badaniu zwarć  
• Brak danych transformatora głównego lub trudne do uzyskania (to samo dotyczy danych użytkowych) 
• Topologia pierścieniowa z wieloma ścieżkami zwarciowymi (dla dużych obiektów)
• Równoległe operacje dla mediów i innych źródeł (sytuacja dla części modelowania systemu).

Tworzenie modelu sieci w praktyce

Ten krok  jest rozpoczęciem pracy na modelu odwzorowującym parametry sieci elektrycznej (digital twin). Obecnie do tego typu zadań używamy wyspecjalizowanego oprogramowania do analiz systemów elektrycznych. Najbardziej popularne są SKM, ETAP, Digsilent, CYME i inne. Obliczenia mogą być wykonane ręcznie lub z użyciem arkuszu Excel, ale nie będzie to wydajne oraz ograniczy możliwości techniczne.  Przy tym należy pamiętać, że są to tylko narzędzia, a efekt wyjściowy zależy od danych wejściowych. Poprawne modelowanie jest bardzo ważne. 

Samo modelowanie wymaga określenia pewnych obszarów: 

• Topologia sieci oraz konfiguracje pracy 
• Dane zwarciowe dla punktu przyłączenia 
• Dane elementów modelowanej sieci 
• Konfiguracja elektrod oraz wymiary rozdzielnic 
• Scenariusze pracy sieci 
• Założenia 

Topologia sieci i zakres prac 

Zebraliśmy potrzebne dane i możemy zacząć przygotowywać model. Sposób przygotowania może się różnić pomiędzy oprogramowaniem, ale wspólną cechą jest odwzorowanie systemu elektrycznego jako bazy do modyfikacji i rekomendacji. W kroku 1 nie bez powodu skupiliśmy się na zakresie pracy. Możemy analizować: 

• Kompletną sieć (w znaczeniu elektrycznym) 
• Tylko wybrany fragment 

Analiza całości sieci elektrycznej pozwala na stworzenie  różnych wariantów pracy sieci  (scenariuszy)  oraz określenia dla nich prądów zwarciowych (min, max Generator, Emergency, itd.)  W przypadku analizy fragmentu sieci dane trzeba dobrze zastanowić się nad precyzyjnymi danymi zwarciowymi dla wybranego fragmentu. Dlaczego jest to ważne ? Ponieważ bardzo często w analizach zwarciowych skupiamy się na wartościach maksymalnych (np. dobór aparatury). W przypadku zwarć łukowych największy prąd zwarciowy nie zawsze prowadzi, a właściwie rzadziej niż częściej,  do najwyższych energii (czyt. najgorszych wyników). 

Scenariusze pracy 

Kiedy mamy już gotowy model, skupiamy się nad dobraniem konfiguracji sieci, odwzorowaniem scenariuszy pracy, wybraniem właściwych standardów do obliczeń oraz sparametryzowaniem ich. Oprogramowanie nie zrobi za nas wszystkiego  i może być użyte dobrze lub źle. Większość analiz wykonujemy bazując na IEEE 1584. Dla rynku EU wypada dokonać kilku modyfikacji: 

• Metoda analizy prądów zwarciowych wg. IEC 60909 
• Dystanse między szynami wg. IEC 61439 lub IEC 62271-1   
• Odległość pracy pozostaje wg. IEEE 1584  (można dostosować do EN 50110, ale nie ma bezpośrednio takiej potrzeby)

Scenariusze pracy systemu

Nasz bazowy model jest gotowy i czas stworzyć kilka scenariuszy pracy systemu, aby znaleźć ten, który prowadzi do najgorszych wyników.

Najważniejszym elementem poza samą analizą jest rozszerzenie jej o konkretne rekomendacje
i możliwości poprawy bezpieczeństwa, ale także innych elementów pracy sieci. W tym celu będziemy weryfikować  kilka obszarów:

• Wyniki analiz zwarciowych (wytrzymałość zwarciowa aparatury i rozdzielnic) 
• Koordynacja nastaw zabezpieczeń (poprawności i selektywność nastaw) 
• Analiza zwarć łukowych (poprawa bezpieczeństwa) 
• *Analiza rozpływu mocy/prądów (jeśli ujęta) 

Dodatkowo, w zależności od rodzaju sieci i elementów możemy uwzględnić: 

• Systemy magazynów energii (akumulatory) 
• Układy OZE (PV, Wind etc.) 
• Systemu UPS, RUPS, DRUPS  
• Dławiki zwarciowe 
• Układy pracy równoległej (transformatory, generatory itd.)  
• Dodatkowe typy zabezpieczeń, np. łukoochronne optyczne, ARMS, ZSI, urządzenia gaszące łuk, zabezpieczenie różnicowe, itd.

Elementy sieci i konfiguracja  

Dane uzyskane podczas wizyty na obiekcie, dokumentacja i pozostałe informacje muszą być skrupulatnie wprowadzone do stworzonego cyfrowego modelu sieci elektrycznej. Czasami wiąże się to z weryfikacją dostępnych modeli w bazie oprogramowania i wychwycenie drobnych błędów lub nieścisłości. Do tych elementów przykładamy różną wagę. Najpewniejszym rozwiązaniem jest wykorzystać dane zweryfikowane na obiekcie zwłaszcza jeśli mówimy o nastawach zabezpieczeń. 

Założenia do projektu 

Z mojego doświadczenia założenia są trudne do uniknięcia, ale powinny być ograniczone do minimum. Dzieje się tak, ponieważ często zbyt długo trwa zdobycie informacji ze względu: 

• Brak współpracy ze strony operatora sieci dystrybucyjnej  
• Braku dostępu ze względu na działający proces (czasami może to trwać kilka miesięcy do planowanego postoju) 
• Ograniczony dostęp (podstacja SN obsługiwane przez firmę zewnętrzną) 
• Stara aparatura (brak DTR, instrukcji, danych)

W oparciu o wiedzę i doświadczenie można dokonać rozsądnych założeń. Konieczne jest, by wszystkie założenia były jasno zawarte w projekcie, a doświadczony inżynier musi oszacować ich wpływ na obliczenia. Dla każdego projektu temat ten jest mocno indywidualny, natomiast można wyszczególnić kilka najczęściej pojawiających się obszarów: 

• Poszczególne dane transformatora (napięcie zwarcia, typ, itd.) 
• Zamienniki bezpieczników i charakterystyki 
• Stare wyłączniki (ACB, MCCB, itd.) 
• Moc zwarciowa w punkcie przyłączenia (w zależności od konfiguracji może mieć znikomy efekt)
• Dane silników elektrycznych  
• Dane znamionowe rozdzielnic elektrycznych (np. zwarciowe)    
• Długości i typ przewodów (przyjęcie gorszego wariantu).