From Wikipedia, the free encyclopedia
IEEE Std 1584-2018 (Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations) is a standard of the Institute of Electrical and Electronics Engineers that provides a method of calculating the incident energy of arc flash event.
Purpose[edit]
IEEE 1584-2018 is an update to IEEE 1584-2002 and was developed to help protect people from arc-flash hazard dangers. The predicted arc current and incident energy are used in selecting appropriate overcurrent protective devices and personal protective equipment (generally abbreviated as PPE), as well as defining safe working distance. Since the magnitude of the arc current is inherently linked with the degree of arc hazard, the arc is examined as a circuit parameter. Furthermore, since estimations are often useful, simple equations for predicting ballpark arc current, arc power, and incident energy values and probable ranges are presented in this work.[1]
Procedure[edit]
Arc Flash Hazard calculations are currently implemented in most of the industry plants due to OSHA regulations.[2] The IEEE 1584 empirically derived model accurately accounts for a wide variety of setup parameters including:
- Voltages in the range of 208–15,000 V, three-phase.
- Frequencies of 50 Hz to 60 Hz.
- Bolted fault current in the range of 700–106,000 A.
- Grounded or ungrounded.
- Equipment enclosures of commonly available sizes with various conductor configurations, or open air.
- Gaps between conductors.
- Faults involving three phases.
For cases where voltage is over 15 kV or gap is outside the range of the model, the theoretically derived Lee method can be applied.
IEEE 1584.1 is a guide published in July 2022 for the specification of requirements for an Arc Flash Hazard Calculation study in accordance with the IEEE 1584 Standard.[3]
References[edit]
- ^ «IEEE 1584-2018 — IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations».
- ^ http://ecmweb.com/mag/electric_calculating_arc_flash here
- ^ «IEEE 1584.1-2022». IEEE Standards Sale. IEEE Petroleum and Chemical Industry Committee. Retrieved 16 November 2022.
IEEE 1584-2018
Новая модель вспышки дуги IEEE 1584-2018 заменяет собой модель IEEE 1584-2002. Разработка этой новой редакции стандарта велась на протяжении пятнадцати лет и явилась результатом тысяч часов научно-исследовательских разработок и проверок. Основные изменения в IEEE 1584 представлены в следующих разделах. ЕТАР активно участвовала в разработке и проверке этой модели, чтобы гарантировать ее правильное использование в энергетическом программном обеспечении.
Разработка модели
Новая модель была разработана на основании более 1800 испытаний, проведенных для различных конфигураций электродов, что гораздо больше 300 испытаний, используемых в 2002 году.
Сводная информация по выполненным испытаниям:
|
Конфигурация электрода |
Выполненные испытания |
Диапазон напряжения |
Диапазон тока |
Диапазон зазоров |
|---|---|---|---|---|
|
VCB |
485 |
0.208 ~ 14.8 kV |
0.5 ~ 80 kA |
6 ~ 250 mm |
|
VCBB |
400 |
0.215 ~ 14.8 kV |
0.5 ~ 65 kA |
6 ~ 154 mm |
|
HCB |
460 |
0.215 ~ 14.8 kV |
0.5 ~ 63 kA |
10 ~ 254 mm |
|
VOA |
251 |
0.240 ~ 14.8 kV |
0.5 ~ 65 kA |
10 ~ 154 mm |
|
HOA |
259 |
0.240 ~ 14.8 kV |
0.5 ~ 66 kA |
10 ~ 154 mm |
Конфигурация электрода
Наиболее важным этапом в реализации расчетов, основанных на новой модели IEEE 1584-2018, является выбор одной из пяти конфигураций электродов, реализованных в исследуемом оборудовании, а также понимание того факта, что элемент оборудования может содержать одну и более конфигураций электродов.
Таблица 9 IEEE 1584-2018 является хорошей отправной точкой, содержащей рекомендации по определению потенциальной(ых) конфигурации(й) электродов, представленных в оборудовании.
VOA
HOA
Диапазон применения модели
Диапазоны изменения напряжения и тока короткого замыкания аналогичны диапазонам из предыдущей модели. Заметным улучшением является диапазон зазоров для оборудования СН, который увеличен почти в два раза.
Диапазоны напряжений, токов короткого замыкания, зазоров и рабочих расстояний модели:
|
Диапазон напряжения (3-P kV LL) |
Ibf(kA) |
Зазор (mm) |
WD (inch) |
Продолжительность вспышки (циклы) |
|
0.208 ≤ V ≤ 0.600 |
0.5 to 106 |
6.35 to 76.2 |
> 12 |
No Limit* |
|
0.600 < V ≤ 15.0 |
0.2 to 65 |
19.05 to 254 |
> 12 |
No Limit |
Рекомендуемый диапазон размеров корпуса:
|
Размер корпуса |
Значение |
|
Высота |
14 to 49 (in)* |
|
Ширина |
(4 x Gap) to 49 (in)* |
|
Площадь проемов |
2401 (in2) |
Параметры, используемые при испытаниях
|
Параметр |
Значение |
|
Частота |
50 ~ 60 Hz |
|
Фазность |
3-Phase |
|
Конфигурации |
VCB, VCBB, HCB, VOA, HOA |
*Могут моделироваться большие размеры отверстий, но поправочный коэффициент рассчитан для 49 (дюймов).
Раздел 4.11 IEEE 1584-2018 все еще рекомендует использование модели для однофазных систем и предполагает получение заниженных результатов.
Сводная информация по фактическим размерам тестовых корпусов, которые использовались для определения диапазонов модели:
|
Класс оборудования |
Высота (mm) |
Ширина |
Глубина |
|
15 kV Распределительное устройство 5 kV Распределительное устройство |
1143* |
762* |
462* |
|
15 kV MCC 5 kV Распределительное устройство |
914.4 |
914.4 |
914.4 |
|
5 kV MCC |
660.4 |
660.4 |
660.4 |
| Низковольтное распределительное устройство |
508 |
508 |
508 |
|
Поверхностные низковольтные распредустройства и электрощитки Кабельная соединительная коробка |
355.6* |
304.8* |
≤ 203.2* |
|
Глубокие низковольтные распредустройства и электрощитки Кабельная соединительная коробка |
355.6* |
304.8* |
> 203.2* |
*На основании размеров корпусов IEEE 1584-2002
Уровни напряжения
Используемый в IEEE 1584 диапазон напряжений остался неизменным от 208 В до 15 кВ.
Диапазон низкого напряжения теперь составляет от 208 В до 600 В.
В предыдущей версии IEEE 1584 (2002) ссылка на метод Ральфа Лии (Ralph Lee) позволяла использовать его в этих условиях, хоть и было доказано, что он дает полностью отличные от реальности результаты. Физическое поведение дуги и режимы короткого замыкания также полностью отличаются для подвесного оборудования, работающего на открытом воздухе. В следующей таблице сжато представлено применение различных моделей в зависимости от уровней напряжения в диапазоне от 0,208 до 15 кВ и выше.
| Метод | 208 V to 600 V | 601 V to 15 kV | 15.1 kV to 38 kV | > 38 kV | ||||||||||
| Phases1 | 3ɸa | 3ɸb | 1ɸa | 1ɸb | 3ɸa | 3ɸb | 1ɸa | 1ɸb | 3ɸa | 3ɸb | 1ɸa | 3ɸa | 3ɸb | 1ɸa |
| IEEE 1584-2002 | G | G | Y | Y | G | G | Y | Y | Y | Y | ||||
| IEEE 1584-2018 | G | G | Y | Y | G | G | Y | Y | ||||||
| *ArcFault™ | G | Y | Y | Y | G | Y | G |
Зеленый (G) – непосредственно применимо / Желтый (Y) – возможно с учетом проектных допущений
Не закрашено – неприменимо.
Обратите внимание, что метод Ральфа Лии (Ralph Lee) не должен вообще использоваться при напряжениях свыше 15 кВ, однако, поскольку он ранее применялся ЕТАР в качестве альтернативы методу IEEE 1584-2002, ЕТАР допускала такой вариант расчета, но с выдачей предупреждения.
Модель тока дуги (0.208 kV to 0.6 kV)
Возможно, наиболее существенным улучшением модели IEEE 1584-2018, является ее способность моделирования пяти различных конфигураций электродов, а также их влияния на ток дуги. К основным улучшениям можно отнести уточненное физическое поведение предполагаемой дуги, ее повышенная чувствительность к изменению зазора, устранение противоречий (например, когда Ia > Ibf) и т.д. Более подробная информация по улучшениям модели тока дуги приведена в Приложении G.5.5 IEEE 1584-2018. На следующем графике показан сравнительный анализ прогнозов тока дуги новой модули и модели IEEE 1584-2002.
Модель тока дуги (0.6 kV to 15 kV)
Аналогично методу 2002 года метод IEEE 1584-2018 имеет две различных модели для расчета тока дуги. Часть модели, отвечающая за средний уровень напряжений, описана в разделах 4.4 и 4.9 IEEE 1584-2018. Модель использует интерполяционный подход для применения эффекта влияния напряжения на ток дуги. Влияние напряжения на прогнозируемый ток дуги становится менее критичным по мере роста напряжения.
Новая модель строится вокруг расчетов тока дуги при трех различных напряжениях: 600, 2700 и 14300 В перем. тока. На следующем графике показаны изменения параметра расчета значений тока короткого замыкания для модели тока дуги при среднем напряжении.
Поправочный коэффициент изменения тока дуги
Ток дуги является наиболее важным фактором при определении времени срабатывания устройств максимальной токовой защиты. Поэтому в новой модели IEEE 1584-2018 применяется улучшенная модель расчета тока дуги. В качестве тока дуги, прогнозируемого такой моделью, принимается средний ток дуги на протяжении всего времени ее существования. В реальности ток дуги может меняться в зависимости от постоянной и переменной составляющих тока короткого замыкания. Амплитуда тока дуги также может меняться в процессе возникновения, горения и затухания дуги. Модель среднего тока, реализованная в стандарте 2002 года, не учитывает ток дуги, измеренный в процессе ее возникновения и затухания. Она содержит только средние значения трехфазных токов дуги.
Физическая концепция изменения тока дуги не поменялась, но была улучшена. На основании анализа, сделанного на этапе разработки новой модели вспышки дуги, было выявлено, что изменения тока дуги более существенны при напряжениях ниже 480 В и гораздо меньше при напряжениях 600 и 2700 В.
Величина изменения тока дуги более не фиксируется на 15%, а непрерывно рассчитывается с учетом формул, представленных в разделе 4.5 IEEE 1584-2018.
Отклонения тока дуги были рассчитаны на основании средних значений измеренных отклонений для каждого уровня напряжения. На графике ниже показано среднее отклонение тока дуги в процентах для каждой из пяти конфигураций электродов.
Предел устойчивости дуги при низком напряжении
Причина пересмотра ограничений заключалась в том, что при использовании в ходе испытаний дополнительных конфигураций электродов, таких как VCBB, было выявлено, что дуга может поддерживать горение при гораздо более низких токах короткого замыкания, чем ранее было указано в стандарте 2002 года.
Предыдущие версии IEEE 1584 рекомендовали ограничить устойчивое горение дуги напряжение 240 В перем. тока с мощностью около 125 кВА (или 10 кA при импедансном трансформаторе 3,5%). Это оставляет существенное количество оборудования за пределами расчетов энергии короткого замыкания. Однако снижение ограничения до 240 В перем. тока при токе короткого замыкания 2,0 кА позволяет анализировать большее количество систем. Как показано на графике ниже, слишком консервативный коэффициент приведения энергии короткого замыкания был удален из низковольтной модели IEEE 1584-2018:
Как видно на графике, результаты расчета энергии короткого замыкания для новой модели IEEE 1584-2018 являются более точными и менее консервативными.
Модель расчета энергии короткого замыкания – (0.208 kV to 0.6 kV)
Модель расчета энергии короткого замыкания подробно описана в разделах 4.3, 4.6, 4.9 и 4.10 IEEE 1584-2018. Общая модель расчета энергии короткого замыкания отличается от модели 2002 года, поскольку она учитывает дополнительные три конфигурации электродов. Помимо этого, для замкнутых конфигураций VCB, VCBB и HCB применяется поправочный коэффициент для замкнутых кожухов.
Модель расчета энергии короткого замыкания соответствует тем же принципам, что и модель для расчета тока короткого замыкания. При определении энергии короткого замыкания применяется процесс интерполяции. Интерполяция осуществляется при получении промежуточных значений энергии короткого замыкания для напряжений 600, 2700 и 14300 В перем. тока.
Модель расчета энергии короткого замыкания – (0.6 kV to 15 kV)
На графике ниже показан сравнительный анализ энергий короткого замыкания, рассчитанных по моделям IEEE 1584-2018 и 2002. Результаты показывают, что энергия короткого замыкания может быть существенно выше, если конфигурация оборудования может быть представлена моделью HCB. На графике ниже энергия короткого замыкания для конфигурации VCB, рассчитанная по модели 2002 года, составляет 20 кал/см2, тогда как по модели 2018 года, ее значение прогнозируется равным 45 кал/см2, если использовать конфигурацию электродов HCB.
Модель границы вспышки дуги (0.208 to 0.6 kV)
Используемые методы испытаний позволяют новой модели прогнозировать более близкие границы вспышки дуги. Методы проведения испытаний и обработки данных, используемые для разработки новой модели определения границ вспышки дуги, выявили отличия, которые становятся очевидными при сравнении результатов, полученных при помощи обоих методов (2002 и 2018).
Модель границы вспышки дуги (0.6 to 15 kV)
Как и для низковольтной модели, имеется существенное сокращение прогнозируемых границ вспышки дуги. Слишком консервативный результат IEEE 1584-2002 неизменно дает самое большое значение границ вспышки дуги при одинаковых значениях энергии короткого замыкания.
На следующем графике показана зависимость границ вспышки дуги от ее длительности и приведено сравнение границ вспышки дуги, полученных по моделям 2018 и 2002 года. Это сравнение было сделано для напряжения в системе 2700 В перем. тока.
Влияние заземления на энергию короткого замыкания
Результаты, полученные исследовательской группой, работающей над созданием новой модели IEEE 1584-2018, позволяют больше не учитывать влияние заземления.
Дополнительные ресурсы
Current projects that have been authorized by the IEEE SA Standards Board to develop a standard.
P1584.2
Guide and Checklists for the Data Collection for Performing an Arc-Flash Hazard Calculation Study in Accordance with IEEE Std. 1584™ and IEEE Std.1584.1™ for Systems Operating at Three-Phase 50/60 Hz Alternating Current (AC) 1000 V and below
This standard provides guidance and checklists for the collection of required data for performing an arc-flash hazard calculation study in accordance with the process defined in IEEE 1584™-2018 and IEEE 1584.1™-2022 for systems operating at three-phase 50/60 Hz alternating current (AC) 1000 V and below.nThis standard does not include collection of data required for performing other system studies, such as a short-circuit study and overcurrent protective device coordination study. Results from these system studies are required to conduct an arc-flash hazard calculation study.
Learn More About P1584.2
Standards approved by the IEEE SA Standards Board that are within the 10-year lifecycle.
1584.1-2022
IEEE Guide for the Specification of Scope and Deliverable Requirements for an Arc-Flash Hazard Calculation Study in Accordance with IEEE Std 1584
Guidance for the specification and performance of an arc-flash hazard calculation study, in accordance with the process defined in IEEE Std 1584, is provided in this document. The minimum recommended requirements to enable the owner to specify an arc-flash hazard calculation study, including scope of work and associated deliverables, is outlined.
Learn More About 1584.1-2022
These standards have been replaced with a revised version of the standard, or by a compilation of the original active standard and all its existing amendments, corrigenda, and errata.
1584-2002
IEEE Guide for Performing Arc Flash Hazard Calculations
This guide provides techniques for designers and facility operators to apply in determining the arc flash hazard distance and the incident energy to which employees could be exposed during their work on or near electrical equipment. Included are 2 Arc Flash Hazard Calculators and 3 Test Data files. Contact [email protected] for these additional files. An interpretation is available at http://standards.ieee.org/reading/ieee/interp/1584-2002.html
Learn More About 1584-2002
1584.1-2013
IEEE Guide for the Specification of Scope and Deliverable Requirements for an Arc-Flash Hazard Calculation Study in Accordance with IEEE Std 1584(TM)
Guidance for the specification and performance of an arc-flash hazard calculation study, in accordance with the process defined in IEEE Std 1584(TM), is provided in this document. It outlines the minimum recommended requirements to enable the owner or its representative to specify an arc-flash hazard study, including scope of work and associated deliverables.
Learn More About 1584.1-2013
1584a-2004
IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations—Amendment 1
Amendment to 1584-2002 This amendment provides additions and corrections to IEEE Std 1584-2002.
Learn More About 1584a-2004
1584b-2011
IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations—Amendment 2: Changes to Clause 4
Techniques for designers and facility operators to apply in determining the arc-flash hazard distance and the incident energy to which employees could be exposed during their work on or near electrical equipment are provided in IEEE Std 1584-2002 and IEEE Std 1584a-2004. Changes in Clause 4 (the analysis process), based on the experience of persons who have conducted many of these studies, are provided in this amendment.
Learn More About 1584b-2011
These standards have been removed from active status through a ballot where the standard is made inactive as a consensus decision of a balloting group.
No Inactive-Withdrawn Standards
These standards are removed from active status through an administrative process for standards that have not undergone a revision process within 10 years.
No Inactive-Reserved Standards
Page 1
Page 2
120
охрана труда
Влияние параметров
электрической дуги на
выбор СИЗ персонала
электроэнергетики
УДК 331.453:621.31
Э
нергетическая отрасль
во всем мире традици-
онно связана с высоким
уровнем электротравма-
тизма. При этом одним из самых
опасных факторов поражения
является электрическая дуга, ко-
торая характеризуется большой
плотностью тока и высокой тем-
пературой.
По экспертным оценкам, на
российских энергетических объ-
ектах в результате воздействия
электрической дуги ежегодно по-
гибает от 7 до 10 человек. Схожую
ситуацию можно увидеть и в дру-
гих странах. Так, например, в США
каждый день происходят от 10 до
15 серьезных вспышек электриче-
ской дуги, которые приводят как
к летальным исходам, так и к ожо-
говым травмам, требующим лече-
ния в специальных ожоговых цен-
трах [1].
Учитывая достаточно весо-
мый вклад несчастных случаев
в результате поражения персона-
ла электрической дугой в общий
уровень электротравматизма на
энергетических объектах, выбор
средств индивидуальной защи-
ты (СИЗ), способных обеспечить
максимально возможную безопас-
ность работника, имеет особую
актуальность. Основные подходы
к выбору таких СИЗ во многом
определяет сам механизм возник-
новения дуги.
Электрическая дуга по своей
сути представляет собой молнию
(разряд), при мгновенном пере-
крытии воздушного зазора между
проводниками или проводниками
и землей. При этом всегда име-
ется запускающее такую вспышку
событие, часто связанное с вме-
шательством человека.
Основными причинами и спо-
собствующими факторами вспы-
шек электрической дуги являются:
– неисправность/отказ электро-
оборудования;
– ошибочные действия персонала;
– внешние воздействия.
Процесс образования элек-
трической дуги может быть упро-
щенно представлен следующим
образом: в момент расхождения
контактов на контактном проме-
жутке быстро восстанавливается
напряжение. Поскольку при этом
расстояние между контактами
мало, возникает электрическое
поле высокой напряженности,
под воздействием которого с по-
верхности электрода вырывают-
ся электроны. Они разгоняются
в электрическом поле и при ударе
в нейтральный атом отдают ему
свою кинетическую энергию. Если
этой энергии достаточно, чтобы
оторвать хотя бы один электрон
с оболочки нейтрального атома,
то происходит процесс ионизации.
Образовавшиеся свободные
электроны и ионы составляют
плазму ствола дуги, то есть ио-
низированного канала, в котором
горит дуга и обеспечивается не-
прерывное движение частиц. При
В
статье
описан
процесс
образования
дуги
,
рассмотрены
методики
опреде
—
ления
падающей
энергии
электрической
дуги
и
основные
подходы
к
выбору
термостойких
СИЗ
для
защиты
персонала
электроэнергетических
предприятий
от
воздействия
дуги
,
а
также
даны
предложения
по
улучшению
методики
опре
—
деления
падающей
энергии
электрической
дуги
,
обеспечивающие
дальнейшее
повышение
безопасности
данного
вида
работ
.
Королев
И
.
В
.,
к.т.н., доцент кафедры
ИЭиОТ ФГБОУ ВО
«НИУ «МЭИ»
Галунов
И
.
С
.,
руководитель
отдела АО «ФПГ
ЭНЕРГОКОНТРАКТ»
Щербачева
О
.
С
.,
аспирант кафедры
ИЭиОТ ФГБОУ ВО
«НИУ «МЭИ»
Ключевые
слова
:
электрическая дуга,
вспышка дуги, безопас-
ность работ, термостой-
кие СИЗ
Page 3
121
этом отрицательно заряженные
частицы (в первую очередь —
электроны) движутся в одном
направлении (к аноду), а атомы
и молекулы газов, лишенные од-
ного или нескольких электронов
и являющиеся положительно за-
ряженными частицами, — в про-
тивоположном направлении (к ка-
тоду).
В стволе дуги проходит боль-
шой ток и создается высокая
температура. Такая температура
ствола дуги приводит к термо-
ионизации — процессу образова-
ния ионов вследствие соударения
молекул и атомов, обладающих
большой кинетической энергией
при высоких скоростях их движе-
ния (молекулы и атомы среды, где
горит дуга, распадаются на элек-
троны и положительно заряжен-
ные ионы). Интенсивная термо —
ионизация поддерживает высо-
кую проводимость плазмы. Поэто-
му падение напряжения по длине
дуги невелико.
В дуге можно отметить три
области, весьма различные по
характеру протекающих в них
процессов. Непосредственно к от-
рицательному электроду (катоду)
дуги прилегает область катодно-
го падения напряжения. Далее
идет плазменный ствол дуги. Не-
посредственно к положительному
электроду (аноду) прилегает об-
ласть анодного падения напряже-
ния. Эти области схематично по-
казаны на рисунке 1.
В обычных условиях воздух яв-
ляется хорошим изолятором. Не-
обходимое для пробоя воздушно-
го промежутка в 1 см напряжение
составляет около 30 кВ. Чтобы
воздушный промежуток стал про-
водником, необходимо создать
в нем определенную концентра-
цию заряженных частиц (электро-
нов и ионов).
Очевидно, что при выборе СИЗ
для защиты от дуги необходимо
учитывать потенциальную опас-
ность воздействия дуги, которая
во многом зависит:
– от мощности источника излу-
чения, характеризующегося си-
лой тока короткого замыкания,
и (как следствие) силой тока
в самой дуге, и длительностью
ее горения;
– от удаленности персонала от
источника излучения;
– от параметров окружающей
среды (влажности воздуха
и атмосферного давления).
Основным показателем защит-
ных свойств СИЗ является спо-
собность ослаблять тепловое воз-
действие электрической дуги на
кожу человека до уровня, который
не сможет вызвать тяжелые ожо-
говые травмы. Этот показатель
устанавливается
эксперимен-
тально на основании результатов
испытаний, проходящих в соот-
ветствии с требованиями методи-
ки ГОСТ Р 12.4.234-2012 [3] в ак-
кредитованных лабораториях на
специальной установке.
В основе методики лежат под-
твержденные экспериментальные
данные (эталонная кривая Столл),
которые определяют предел фи-
зиологических способностей кожи
человека противостоять воздей-
ствию теплового излучения до
возникновения ожогов II степени.
Кривая задает предельные зна-
чения скорости изменения тем-
пературы на поверхности кожи
человека, которые не приведут
к возникновению ожогов (рису-
нок 2).
В России для определения
основных принципов выбора
комплектов для защиты от воз-
действия электрической дуги
используются
Методические
указания [6], в которых указаны
требования к СИЗ от термических
воздействий, то есть обеспечение
комплексной термостойкой защи-
ты работающего. Но данный доку-
мент в настоящее время не имеет
правового статуса и может приме-
няться только как справочный.
В мире существуют различные
методики определения падающей
энергии электрической дуги. На-
циональный электротехнический
кодекс (NEC) [2] представляет со-
бой стандарт конструирования,
монтажа и проверки электриче-
ского оборудования и систем. Для
обеспечения безопасности работы
около находящегося под напряже-
нием электрооборудования введен
стандарт обеспечения безопас-
ного проведения электротехниче-
ских работ — общенациональное
соглашение NFPA 70E, которое
применяется в США на промыш-
ленных предприятиях. В стандар-
те NFPA 70E рассматриваются во-
просы, связанные с безопасными
методами работы, безопасностью
технического обслуживания и тре-
бованиями к безопасности для
специального оборудования.
Область катодного
падения напряжения
Плазменный ствол
Электрическая дуга
Область анодного
падения напряжения
Рис
. 1.
Строение
электрической
дуги
Рис
. 2.
Эталонная
кривая
Столл
По
дъе
м те
мперат
уры о
т нор
м
альной
те
мперат
уры тела чел
ов
ека (36,6°С)
Время воздействия, сек
25
25°С
20°С
15°С
10°С
5°С
20
15
10
5
№
3 (60) 2020
Page 4
122
ОХРАНА ТРУДА
Данный документ предпола-
гает выбор СИЗ с соответствую-
щим уровнем защиты по уровню
риска рабочего места. В соответ-
ствии с NFPA 70E, работодатели
при определении потенциальной
энергии опасности и защитных
границ зон для безопасной ра-
боты обязаны выполнять анализ
опасности вспышки дуги, кото-
рая представляет собой неже-
лательный электрический раз-
ряд, проходящий через воздух,
сопровождающийся ярким све-
том и интенсивным тепловыде-
лением.
Анализ опасности дугового за-
мыкания может быть выполнен
путем расчета потенциальной
падающей энергии оборудования
или с использованием классифи-
кации категорий опасности/риска.
Защитная одежда должна соот-
ветствовать расчетной падающей
энергии или соответствующей ка-
тегории риска.
Анализ опасности поражения
электрическим током позволяет
определить напряжение, под кото-
рое может попасть работник, тре-
бования к границам зон для без-
опасной работы и характеристики
СИЗ, необходимые для сведения
к минимуму возможности пора-
жения человека электрическим
током. В рамках стандарта NFPA
70E предусмотрено определение
зон и границ зон (расстояний) от
электрооборудования, в которых
возможно поражение работника
электрической дугой (таблица 1).
При этом выделяют три вида зон:
допустимую, ограниченную и за-
прещенную (рисунок 3). В Рос-
сии аналогичный подход отражен
в Правилах охраны труда при экс-
плуатации электроустановок [4],
где регламентируются допусти-
мые расстояния до токоведущих
частей электроустановок, нахо-
дящихся под напряжением. При
этом в NFPA 70E не только учи-
тывается безопасная дистанция
от электроустановки, но и произ-
водится расчет границы вспышки
дуги.
Анализ опасности дугового
разряда проводится с целью за-
щиты персонала от травм, полу-
чаемых при термическом воздей-
ствии вспышки электрической
дуги. С учетом анализа опасно-
сти вспышки или оценки риска
выполняемой работы можно по-
добрать оптимальный уровень
защиты СИЗ.
Для подбора термостойкой
спецодежды для защиты от терми-
ческих рисков электрической дуги
используют следующие основные
параметры в качестве оценки воз-
действия на человека [2, 3]:
– падающая энергия
E
п
(incident
energy) — тепловая энергия,
получаемая единицей площа-
ди, как прямой результат воз-
действия электрической дуги;
– пороговая энергия вскрытия
E
пв50
(break open threshold ener-
gy) — значение падающей
энергии на ткань или пакет
материалов, при котором
существует 50% вероятности,
что количество тепла, пере-
данного через образец, доста-
точно для его вскрытия;
– значение электродугового тер-
мического воздействия ЗЭТВ
(arc thermal performance value,
ATPV) — количество пада-
ющей энергии, прошедшее
сквозь материал или пакет
материалов и с 50-процентной
вероятностью
достаточной
для возникновения ожоговой
травмы второй степени (в соот-
ветствии с кривой Столл).
При электродуговых испыта-
ниях для определения уровня за-
щиты материала или пакета мате-
риалов, из которых в дальнейшем
изготавливаются
термостойкие
костюмы и комплектующие, па-
дающая энергия измеряется в ка-
лориях на квадратный сантиметр
(кал/см
2
). Общие технические
требования и методы испытаний
к специальной одежде для защи-
ты от термических рисков элек-
трической дуги прописаны в ГОСТ
Р 12.4.234-2012 [3].
В зависимости от значения
падающей энергии, выделяемой
электрической дугой, термостой-
кую спецодежду подразделяют по
ЗЭТВ или
E
пв50
в кал/см
2
на следу-
ющие уровни защиты [3]:
1-й уровень — не менее 5;
2-й уровень — не менее 10;
3-й уровень — не менее 20;
Табл. 1. Зоны и границы зон (расстояния)
для безопасной работы и защиты от электрической дуги
Системное
напряжение
Допустимая
зона
Ограниченная
зона
Запрещенная
зона
До 750 В
1070 мм
305 мм
25 мм
От 750 В до 15 кВ
1525 мм
660 мм
178 мм
От 15 кВ до 36 кВ
1830 мм
788 мм
254 мм
От 36 кВ до 46 кВ
2440 мм
840 мм
432 мм
Рис
. 3.
Зоны
и
границы
зон
для
безопасной
работы
и
защиты
от
электри
—
чес
кой
дуги
Граница
вспышки
дуги
Граница
ограниченного
подхода
Граница
опасного
подхода
Запре-
щенная
зона
Ограни-
ченная
зона
Допус-
тимая
зона
Page 5
123
4-й уровень — не менее 30;
5-й уровень — не менее 40;
6-й уровень — не менее 60;
7-й уровень — не менее 80;
8-й уровень — 100±5.
На величину падающей энер-
гии Eп влияет ориентация элек-
тродов (токоведущих частей)
в пространстве. Основное отли-
чие — в конвективной составля-
ющей теплообмена. Массы теп-
лого воздуха всегда стремятся
переместиться вверх, что оказы-
вает значительное расхождение
результатов при проведении ис-
пытаний при вертикальной и го-
ризонтальной ориентации прово-
дников.
Обзор основных существую-
щих в мире методик определения
падающей энергии электриче-
ской дуги и соответствующих про-
граммных продуктов представлен
в таблице 2.
Для оценки значения электро-
дугового термического воздей-
ствия конкретной электроуста-
новки необходимы следующие
данные:
– величина тока короткого замы-
кания;
– расстояние между электрода-
ми электрической дуги;
– напряжение электрооборудо-
вания;
– расстояние от источника элек-
трической дуги до тела чело-
века;
– продолжительность
воздей-
ствия электрической дуги до
момента срабатывания отклю-
чающих устройств;
– т и п р а с п р ед ел и тел ь н о го
устройства (ОРУ или ЗРУ);
– вариант расположения токо-
ведущих частей (электродов).
Методологию для расчета по-
тенциальных опасностей вспыш-
ки дуги предоставляет стандарт
IEEE 1584-2018 «Руководство
IEEE для выполнения расчетов
опасности вспышки дуги» [5].
Важным параметром для расче-
та энергии дуги в соответствии с
данным стандартом является ток
короткого замыкания (Iкз), так как
он существенно влияет на силу
тока в теле самой дуги, что также
влияет на итоговые результаты
расчетного значения падающей
энергии.
Комитет IEEE Std 1584-2002
Guide for Performing Arc-Flash
Табл. 2. Обзор существующих в мире методик определения падающей энергии электрической дуги
№
Методы расчета
дуговой вспышки
Преимущества
Недостатки
1
Модели и методы, описан-
ные в стандарте IEEE Std
1584
TM
-2018 «Руководство
Института инженеров по
электротехнике и электро-
ники по методике рас-
чета опасных факторов
дуговой вспышки» (Guide
for Performing Arc-Flash
Hazard Calculations)
Наиболее полный документ, описывающий методи-
ку определения параметров электрооборудования
для проведения расчета потенциальной падающей
энергии. Основан на анализе результатов более
2300 лабораторных испытаний. Разработан при
содействии NFPA. Применяется для расчета тока
дуги, теплового потока дуги, определения границ
дуговой вспышки и подбора защитных устройств
(времени их срабатывания) для ограничения тер-
мического воздействия и установления безопас-
ных расстояний. В редакции 2018 года множество
изменений (относительно редакции 2002 года)
и дополнительно — учет пространственного рас-
положения электродов и размера ячейки.
Имеются 2 модели с эмпирически
выведенными формулами: для ЭУ
до 600 В и для ЭУ до 15 кВ с токами
короткого замыкания 0,5÷106 кА
и 0,2 ÷ 65 кА соответственно, то
есть для ЭУ с классом напряже-
ния выше 15 кВ может быть при-
менена только экстраполяция со
значительными погрешностями.
Сложные и громоздкие формулы
с поэтапными промежуточными
расчетами. Применение Руковод-
ства не гарантирует точность рас-
четов и защиту персонала.
2
Программы по инженерно-
му анализу электрических
цепей на основе прин-
ципиальных схем (SKM,
EasyPower
®
, ETAP)
Позволяют производить автоматизированный рас-
чет токов КЗ с интегрированными калькуляторами
расчета возможной энергии электродуги.
Требуется закупка ПО, установ-
ка и применение на всем пред-
приятии. Требует сбора огром-
ного количества данных (более
1000 параметров). В подобных
программах невозможна отрисов-
ка реально существующих схем
ЭУ, реализованных в РФ. Огра-
ничен выбор заданных вариантов
оборудования (некоторое предла-
гается на выбор только из выпада-
ющего списка).
3
Готовые таблицы амери-
канской Национальной
ассоциации пожарной за-
щиты NFPA 70E ed.2018
Применяются в США на промышленных предпри-
ятиях без проведения расчета оценки риска. Обо-
рудование подлежит классификации по уровням
риска. По уровню риска рабочего места подбира-
ются СИЗ с соответствующим уровнем защиты.
Не применяются в электроэнер-
гетике, где действуют стандарты
NEC и ASTM. Имеет классифи-
кацию оборудования на 4 класса
опасности до 40 кал/см
2
.
4
Программный продукт,
разработанный лаборато-
рией Kinectrics Inc., Toronto:
Калькулятор ARCPRO
TM
версия 3.0 (2017 год)
Простота в использовании. Возможность расчетов
E
п
при однофазных и трехфазных КЗ, а также воз-
можность выбора ОРУ/ЗРУ. Дополнительно есть
возможность расчета для ЭУ постоянного тока до
1000 В.
Модель ARCPROTM 3.0 имеет
ограничения и оговорки: не прини-
мает во внимание перемещение
дуги, имеет диапазон применения
(ЭУ до 120 кВ).
5
Калькулятор Duke Heat
Flux Calculator Software
by Alan Privette
Бесплатная программа в свободном доступе, вы-
дает приемлемые результаты при расчетах тока
в диапазоне 1–10 кА.
Имеет ограничения по диапазону
применения. Для магистральных
электросетей не применима.
№
3 (60) 2020
Page 6
124
Hazard Calculations на основе
тес товых данных разработал эм-
пирические уравнения для рас-
чета энергии вспышки дуги для
систем переменного тока. Фор-
мулы стандарта IEEE 1584, полу-
чившиеся на основе измерений,
достаточно сложны, так как дуга
является случайным динамиче-
ским процессом, и испытания на
тестовых установках не всегда
будут давать данные, идентич-
ные конкретному случаю.
Расчет энергии дуги зависит от
многих составляющих, чья вариа-
тивность вносит значительную по-
грешность в измерения. Парамет-
ры самой установки существенно
влияют на количество падающей
энергии, но также дополнитель-
ное влияние оказывают и те фак-
торы, которыми пренебрегали при
проведении испытаний, такие как
влажность воздуха, наличие пере-
ходных процессов, нелинейность
тока КЗ во времени, взаимное
влияние элементов цепи и многое
другое.
Из всех факторов наибольшее
влияние оказывают мощность ис-
точника излучения (дуга), характе-
ризующаяся силой тока КЗ и, как
следствие, силой тока в самой
дуге и длительностью ее горения,
а также удаленность персонала
от источника излучения. Для воз-
можности аппроксимации резуль-
татов на другое оборудование,
отличное от испытательных уста-
новок, принимается, что физика
дуги не меняется, импеданс дуги
остается неизменным, геометри-
ческая пространственная форма
дуги постоянна и прямолинейна,
и сохраняются все расстояния.
Такие же факторы, как влажность
воздуха, атмосферное давление,
частички испаренного металла,
конечно, тоже вносят коррективы,
но в сравнении с основными вы-
шеперечисленными параметрами
ими можно пренебречь.
Существенным недостатком
методологии расчета, предлага-
емой в [5], является достаточно
большая погрешность, связан-
ная с высокой неопределенно-
стью и вариативностью данных,
особенно при проведении расче-
тов для крупногабаритного обо-
рудования сверхвысоких и уль-
травысоких классов напряжения.
Ни одна из существующих ме-
тодик, моделей и методов рас-
чета не может быть применена
без изменений для определения
вероятного значения падаю-
щей энергии электрической дуги
в целях выбора оптимальных
параметров (уровня защиты)
термостойкой спецодежды, ис-
пользуемой производственным
персоналом предприятий рос-
сийской энергетики.
Наиболее применимым алго-
ритмом определения вероятно-
го значения падающей энергии
электрической дуги, основанным
на использовании минимального
набора входных данных и под-
твердившим свою эффектив-
ность, в частности, в условиях
Северной Америки, является
следующий:
– сбор данных об оборудовании;
– отнесение электроустановки
(рабочего места) к классу опас-
ности поражения термически-
ми факторами электрической
дуги;
– определение соответствующе-
го классу опасности оборудо-
вания уровня защиты термо-
стойкой спецодежды.
ВЫВОДЫ
1. В настоящее время в нашей
стране выбор СИЗ для защиты от
воздействия электрической дуги
на персонал электроэнергетиче-
ских объектов проводится с уче-
том потенциальной падающей
энергии оборудования, но не учи-
тывает ориентацию электродов
(токоведущих частей) в простран-
стве. При этом учет ориентации
электродов необходим, так как
при этом увеличивается точность
расчета падающей энергии.
2. Для расчета вероятных значе-
ний падающей энергии дуговых
разрядов от электрооборудова-
ния, эксплуатируемого на терри-
тории РФ, необходима разработка
документа, совмещающего тре-
бования стандартов NFPA 70E,
методологию подхода стандар-
та IEEE-1584 и адаптированного
под требования ПОТЭЭ по без-
опасным расстояниям и возмож-
ности соотнесения с уровнями
защиты СИЗ, указанных в ГОСТ Р
12.4.234-2012.
ЛИТЕРАТУРА
1. NFPA 70E, arc fl ash, and safe and effi cient thermography
practices reliableplant. URL: https://www.reliableplant.com.
2. NFPA 70. Национальный электротехнический кодекс
(NEC). Национальная ассоциация противопожарной за-
щиты (NFPA). URL: https://www.nfpa.org.
3. ГОСТ Р 12.4.234-2012. Система стандартов безопас-
ности труда (ССБТ). Одежда специальная для защиты
от термических рисков электрической дуги. Общие тех-
нические требования и методы испытаний. URL: http://
docs.cntd.ru/document/1200104572.
4. Правила по охране труда при эксплуатации электро-
установок, утвержденные приказом Минтруда России от
24 июля 2013 г. № 328н (с изменениями на 19 февраля
2016 года). URL: https://base.garant.ru/70543150/.
5. IEEE Std 1584-2002 Guide for Performing Arc-Flash Ha-
zard Calculations. URL: https://standards.ieee.org/stan dard/
1584-2002.html.
6. Методические указания по выбору комплектов для за-
щиты от воздействия электрической дуги. URL: https://
www.el-info.ru/metodicheskie-ukazaniya-po-vyboru-komp/.
REFERENCES
1. NFPA 70E, arc fl ash, and safe and effi cient thermography
practices reliableplant. URL: https://www.reliableplant.
com.
2. NFPA 70. National Electrotechnical code (NEC). National Fire
Protection Association. (NFPA). URL: https://www.nfpa.org.
3. State Standard GOST R 12.4.234-2012. Occupational
safety standards system. Protective clothing for thermal
hazards of an electric arc. General technical require-
ment and test methods. URL: http://docs.cntd.ru/docu-
ment/1200104572.
4. Rules of labor protection in electric installation operation
approved by the order of the Ministry of Labor of RF dated
July, 24, 2013 no. 328n (with amendments dated February,
19, 2016). URL: https://base.garant.ru/70543150/.
5. IEEE Std 1584-2002 Guide for Performing Arc-Flash Haz-
ard Calculations. URL: https://standards.ieee.org/standard/
1584-2002.html.
6. Methodical guidelines on selection of arc protection sets.
URL: https://www.el-info.ru/metodicheskie-ukazaniya-po-vy —
boru-komp/.
ОХРАНА ТРУДА
В статье описан процесс образования дуги, рассмотрены методики определения падающей энергии электрической дуги и основные подходы к выбору термостойких СИЗ для защиты персонала электроэнергетических предприятий от воздействия дуги, а также даны предложения по улучшению методики определения падающей энергии электрической дуги, обеспечивающие дальнейшее повышение безопасности данного вида работ.
In 2018, major changes were made to the calculations and procedures for determining arc-flash incident energy levels from the original 2002 edition of the IEEE Std. 1584, IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations[1]. Now, three years since its release, facility owners and arc-flash service providers still debate how, when, and where to apply the new calculation methods. While the changes improve calculation accuracy and can enhance safety, they do require a significant amount of equipment information to be gathered and used in the calculation process. The questions being asked include:
- What are the changes?
- Why have these changes been made?
- How do you apply the new calculations?
- How do you determine the needed information on the equipment?
- And in the end, will it make a difference?
This article is presented in two parts:
Part I includes a brief history and evolution of electrical safety over the past 50 years. It was during this period that OSHA was formed and NFPA began developing the 70E standard. I refer to this as the Jurassic Period for electrical safety. We will review key changes to IEEE 1584 from the initial edition in 2002 to the second edition in 2018[2] and examine the calculation process and variables included in the calculations.
Part II (NETA World Summer 2022) will compare the calculation results between the 2002 and 2018 methods. We’ll wrap up the second part of this article by discussing the relevant impact of these changes and how they affect the calculated incident energy levels that we depend on to select adequate PPE. Practical concepts will be offered for applying equipment variables and streamlining the process of adopting the new calculation methodology.
ARC-FLASH HAZARDS, SAFETY, AND ANALYSIS HISTORY
Electrical arc-flash hazards have been a danger to workers since the early attempts to produce and harness electricity. So why has it only received attention over the past 25 years? Only during the past few decades has the science caught up with our desire and need to protect our workers from these hazards. Research, development, testing, and safety clothing/materials have finally advanced and matured to provide us a more accurate understanding of this dangerous phenomenon and the ability to protect against serious injury from arc-flash incident energy. Before understanding that electrical injuries resulted from two primary hazards — shock and arc flash — electrical injuries were lumped into a single category: shock and electrocution. Arc flash, and the injuries from arc flash, existed and were observed, but the hazard and injury had not yet been given a separate classification; they were simply electrical-related injuries.
To combat American worker exposure to hazards and injuries, the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) was created by the Occupational Safety and Health Act (OSH Act) of 1970, which was signed into law by President Richard M. Nixon. This document has evolved over the years, but one of the original sections that remains intact and is often considered a catch-all section is commonly referred to as the General Duty Clause[3]. This clause states:
Each employer shall furnish to each of his employees employment and a place of employment which are free from recognized hazards that are causing or likely to cause death or serious physical harm to his employees.
The OSH Act establishes the “what” the employer must do to keep their workers safe. Once this “what” was established, OSHA began looking for ways to define “how” to keep workers safe. OSHA did not have the authority or jurisdiction to establish the “how” to keep workers safe, so they turned to the National Fire Protection Association’s National Electrical Code (NFPA 70)[4]. While some of the original language related to electrical hazards was taken from the NEC, OSHA quickly realized that this document was not well suited for defining how to keep workers safe. Not wanting to include the “how” in federal law due to the bureaucratic red tape required to change federal law, OSHA again turned to the National Fire Protection Association to develop a guide that would provide employers the “how” to create a safe working environment that could easily be kept up-to-date.[4]
At OSHA’s request, NFPA formed the 70E committee in 1976. The first edition of NFPA 70E, Electrical Safety Requirements for Employee Workplaces was published in 1979; it only contained Part 1: Installation Safety Requirements. The second edition, published in 1981, included Part 2: Safety-Related Work Practices. In 1983, the third edition added Part 3: Safety Related Maintenance Requirements. Minor updates were included in several subsequent editions. The 1995 edition (now the Standard for Electrical Safety Requirements for Employee Workplaces) included major updates and major revisions of Part 1 and Part 2. This edition introduced the concept of “limits of approach” and — for the first time — “arc flash hazards.”[4] The 2021 edition is currently the latest published edition.
That brings us to IEEE Std. 1584, IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations, initially released in 2002. Those involved in arc-flash studies are likely familiar with the recommendations and calculations this guide established based on the available information from science and research efforts at that time. During the period this guide was being developed, most knowledge of the subject was based on research and equations developed by Ralph Lee and test data that had been analyzed from about 300 arc-flash laboratory tests. By the time the 2018 edition of IEEE 1584 was developed, much more extensive research and testing had been completed involving some 1,800 arc-flash tests. As a result, much more detailed and accurate empirically derived equations were developed and included in this second edition.
Today, the National Electrical Code (NFPA 70), NFPA 70E, OSHA, and IEEE 1584 are used to identify, quantify, and protect workers from electrical hazards. Additionally, various vendors have been involved in developing clothing materials to help protect workers from arc-flash incident energy. The combination of these evaluations, calculations, procedures, and protective clothing, along with training and educating employers and employees, has dramatically reduced the number of electrical injuries resulting from arc-flash incident energy exposure.
WHAT IS IEEE 1584?
The latest edition of IEEE 1584 contains updated empirical equations and calculation methods based on the latest research and test data and improves the accuracy of arcing current, incident energy, and arc-flash boundary values. It states:
This guide provides mathematical models for designers and facility operators to apply in determining the arc-flash hazard distance and the incident energy to which a worker could be exposed during their work on or near electrical equipment.[1]
Those involved in performing arc-flash calculations should be familiar with these changes, the impact they have on PPE requirements, and the impact the changes have on clients that have existing arc-flash studies, labels, and established safety procedures.
IEEE 1584 is a guide, and its use is not mandated by law. The scope and content of IEEE 1584 is very different from NFPA 70E. NFPA 70E outlines aspects of electrical safe work practices while IEEE 1584 focuses solely on the science of arc-flash calculations. Additionally, NFPA 70E is a consensus standard where public input is considered and voted on when changes are made. IEEE 1584 is developed by a committee having expertise or “interests” in the subject. The content of the guide is based on research and science.
I usually get a lot of attention when I mention that IEEE 1584 is a guide and not mandated by law. More eyebrows are raised when I state that NFPA 70E, while it is a standard and not a guide, is also not mandated by law. While both of these documents are often used as a foundation for electrical safety policies and calculations, there is no law mandating their use.
The enforceable law falls under OSHA’s purview. When an accident occurs or OSHA gets involved in your business, they don’t cite NFPA 70E or IEEE 1584, they cite OSHA law. With that said, if your electrical safety policy and procedures are deeply rooted in the guidance and procedures included in NFPA 70E and IEEE 1584, you have a much stronger argument than if you have created your own policies that are not closely aligned with the documents.
MAJOR CHANGES IN THE 2018 EDITION OF IEEE 1584
To provide comprehensive coverage of this topic, this section compares the first (2002) and second (2018) editions of IEEE 1584 and discusses the significant differences.
What has changed in IEEE 1584? Just about everything! It would be easier to talk about what hasn’t changed. Why all the changes? Has the physics of an arc flash changed? No, but with additional experiments, testing, and observations, our understanding of arc events and arc-event modeling has significantly improved. Let’s get started reviewing what has stayed the same and which changes in the guide are the most relevant.
DC Systems
2002 and 2018 editions of IEEE 1584 exclude calculations for DC systems. Currently, there is not enough scientific data available to develop an accurate mathematical model for DC systems. This is the result of several factors. First, the almighty dollar! Research and testing must be funded. While there has been some research, sufficient testing and research to establish accurate models for all types of DC systems has not been conducted. DC systems, depending on their source, act differently under arc-fault conditions. Transit, wind farm, solar farm, battery, and UPS systems have unique responses to arc-fault conditions. Each of these systems must be tested and studied individually to establish accurate models.[1][2]
Single-Phase Systems
Both editions also exclude single-phase systems, although guidance and recommendations are provided related to handling arc-flash analysis of single-phase systems. Using these recommendations will likely result in a conservative result (i.e., calculated values will likely be higher than actually encountered incident energy levels).[1][2]
Low/Lower-Voltage vs. Medium/Higher-Voltage Systems and Equipment
What is low voltage? What is medium voltage? Differences in the definition of these terms across various standards and organizations has existed since the beginning of the electrification era. Voltage classifications and definitions have been revised in the latest edition of IEEE 1584. In the 2002 edition, low voltage was considered 1,000 V and below; medium voltage was above 1,000 V (up to 15 kV for the purposes of the guide). However, the latest edition of IEEE 1584 refers to one voltage class that we will call “lower voltage” that covers systems and equipment operating at 600 V and below. Equipment operating above 600 V (up to 15 kV for the purposes of this guide) is referred to as higher-voltage equipment and systems. The methods for calculating arcing current, incident energy (IE), and arc-flash boundary (AFB) vary based on these voltage classifications.[1][2]
Valid Limits
One of the few things that has undergone little change is the valid bolted-fault current levels for calculating arcing current, IE, and AFB. For lower-voltage equipment (208 V to 600 V), the valid range of bolted-fault current is 500 A to 106 kA. For higher-voltage equipment (601 V to 15 kV), the valid range is 200 A to 65 kA. Under the original edition of the guide, the valid ranges were 208 V to 15 kV and 700 A to 106 kA. The equations and calculation methods contained in IEEE 1584 are not valid if the system voltages or bolted-fault current levels being analyzed are outside of these limits.[1][2]
Enclosure Size
When calculating incident energy, the size of enclosure (where an arc could occur) comes into play. Some enclosure sizes (very large) do not tend to direct or influence the arc flash. However, smaller enclosures may amplify or direct the incident energy towards the worker, thus amplifying the incident energy to which the worker is exposed. To account for this, a correction factor has been added that adjusts the impact of the incident energy on the worker based on enclosure size. The “enclosure-type correction factor” (2002) term has been changed to “enclosure-size correction factor” (2018).
System Grounding Variable
The system grounding variable (2002) has been eliminated in the 2018 edition.
Electrode Configuration
The new calculation methods include an electrode configuration factor. This new factor has turned the arc-flash study industry upside down and introduces new challenges to perform an accurate analysis. In 2002, bus or electrode orientation was not a factor. However, research has shown that the orientation of the electrodes where the arc is initiated can have a significant impact on the IE to which a worker is exposed. Varying coefficients are used in the calculations based on the electrode orientation.
IEEE 1584 has defined three electrode orientations for metal-enclosed equipment and two electrode orientations for open-air equipment.
- For metal-enclosed equipment, these bus orientations are VCB (vertical conductors/electrodes inside a metal box/enclosure); VCBB (vertical conductors/electrodes terminated in an insulating barrier inside a metal box/enclosure); and HCB (horizontal conductors/electrodes inside a metal box/enclosure.
- For open-air equipment, the two bus orientations are VOA (vertical conductors/electrodes in open air); and HOA (horizontal conductors/electrodes in open air).
Since the electrode configuration factor can significantly affect the IE results, the study engineer must be familiar with the construction of the equipment and determine the possible bus configurations that could be involved in the arc event.[1][2] The effect of electrode orientation can be seen in the example calculations included at the end of this article.
Minimum Distance
During recent testing, the equations used to calculate IE were found to be not valid when the arc source is approached. This is due to hot plasma gasses located near the arc source. The new IEEE 1584 guide indicates that the equations are only valid 12 inches and beyond from the arc source. Distances less than this would likely be involved in the arc plasma, and calculations within this proximity are not modeled accurately by the provided equations.[2]
Low-Energy Systems
In the previous version of the IEEE guide, systems that I refer to as “low-energy systems” (my term) were described as follows:
Equipment below 240 V need not be considered unless it involves at least one 125 kVA or larger low-impedance transformer in its immediate power supply.
This equipment was exempted from arc-flash analysis because it was believed that the limited energy supplied in these systems would not generate IE greater than 1.2 cal/cm2. However, recent analysis has shown that IE greater than 1.2 cal/cm2 can be experienced within these systems.
The revised statement concerning this equipment is:
Sustainable arcs are possible but less likely in three-phase systems operating at 240 V nominal or less with an available short-circuit current less than 2,000 A.
Available fault current from a 125 kVA transformer at 240 V or 208 V is typically higher than the new 2,000 A lower limit. This significant change will result in more equipment required to be analyzed for risks and hazards[1][2]. Additionally, identification of which equipment is required to be included in a study won’t fully be known until a short-circuit study has been completed.
CALCULATION PROCESS
Now that we’ve covered some of the differences related to physical factors between the original 2002 edition and the updated 2018 edition of the guide, let’s dive into the changes to the calculation process. The calculation process has changed from relatively simple first-order logarithmic equations to very complex sixth-order logarithmic equations involving a multitude of variable coefficients based on the physical factors we previously covered. To avoid death by mathematical boredom, I have avoided a detailed examination and comparison of the equations and will focus on a high-level review of the new calculation process. For those interested in the details of the mathematics, you can purchase the IEEE 1584 guide and enjoy hours of deciphering the complex relationships between circuit voltages, fault current, arcing current, electrode orientation and gaps, and enclosure dimensions. I say that with tongue-in-cheek because if you are involved in calculating arc-flash incident energy levels for the protection of personnel, you should gain a thorough understanding of these equations and the various relationships and factors included in these equations.
For the purposes of this paper and describing the calculation process, lower-voltage equipment will refer to equipment operating at 600 V or less. Equipment operating above 600 V and up to 15 kV is referred to as higher-voltage equipment. We will primarily focus on the calculation process for lower-voltage equipment for several reasons:
- It’s where the majority of work occurs.
- It is more prevalent in our industry.
- The calculation process is much simpler than the calculations for higher-voltage equipment.
This process is presented in the typical order in which you would calculate the various values that ultimately result in the incident energy level at a given working distance.
Lower-Voltage Calculation Process
- Intermediate average arcing current. The first value we calculate is the intermediate average arcing current. This value is calculated and based on the system voltage category. For the low-voltage calculation, this value is normalized at 600 V. This calculation utilizes the bolted-fault current, electrode gap, and bus orientation. Several different coefficients are utilized in the calculation based on the bus orientation and normalized voltage. Tables for these coefficients are included in the guide. The normalized, intermediate average arcing-current value will be adjusted for the specific system open-circuit voltage in the next step.
- Arcing current. The arcing current at the open-circuit voltage is then calculated using the intermediate average arcing current, system open-circuit voltage, and bolted-fault current. The guide refers to this as the “final” arcing current. However, we will see that there is another calculation after this one (using a reduced arcing current), so referring to this as “final” can be a bit confusing.
- Arc duration. The arc duration is dependent on the arcing current and the upstream protective device clearing time. To determine this time, the upstream device protective characteristics must be examined to determine the time duration required to clear the fault based on the arcing current value. Remember, this may be the first upstream device or a device further upstream. Also realize that the duration is based on the arcing current and not the bolted-fault current. The arcing current can be much less than the bolted-fault current, so the upstream protective device may not activate in the instantaneous region, resulting in a much longer duration and increased exposure to arcing energy.
- Enclosure-size correction factor. We must now determine whether the enclosure where the arc could occur will affect the intensity or level of exposure to the arc-flash incident energy. The enclosure-size correction factor is a new variable that replaces the previously used variable based on enclosed or open air arcs. In the 2018 guide, the factor for open air is 1.0. For arcs that occur in enclosures, the enclosure-size correction factor is based on how the enclosure size affects the intensity of the IE on a worker at the enclosure opening.
This calculation has several steps and many variations, making it difficult to describe without causing serious confusion and discussing various equations. To simplify this explanation, I will describe the steps, but omit the details of the variations that one might encounter.
- First, you need to know the actual enclosure dimensions.
- From these measurements, you calculate the equivalent enclosure dimensions.
- These equivalent enclosure dimensions are then used to calculate an equivalent enclosure size.
- The equivalent enclosure size is then used to calculate the enclosure-size correction factor.There are also special considerations and calculations for what is defined as shallow enclosures. Shallow enclosure considerations apply only to low-voltage calculations and only when both enclosure dimensions (width and height) are less than 20 inches and the enclosure is less than 8 inches deep. This type of enclosure may be encountered for smaller low-voltage disconnects and subpanels.
- Incident energy. We now have the various values that allow us to calculate incident energy. IE is calculated at the applicable voltage class. For this low-voltage example, our voltage classification is for ≤ 600 V. This calculation includes variables such as intermediate average arcing current (at 600 V), arcing current (at actual open-circuit voltage), event duration (determined by the arcing current and upstream protective device), bolted-fault current, working distance, enclosure-size correction factor, electrode spacing (gap), and numerous (13) coefficients based on electrode orientation and normalized voltage.
- Arc-flash boundary. After calculating IE in the previous step, we can now calculate the arc-flash boundary (AFB). The AFB is calculated based on variables including intermediate average arcing current (at 600 V), arcing current (at actual open-circuit voltage), event duration, bolted-fault current, enclosure-size correction factor, electrode spacing (gap), and numerous coefficients (13) based on electrode orientation and normalized voltage. The arc-flash boundary is the distance from the arc source where the incident energy is 1.2 cal/cm2.
- Arcing current variation correction factor. In the 2002 edition of the guide, consideration was given to the possibility that the actual arcing current could be less than calculated because of variations in the power system. To account for these variations where the actual arcing current could be less than calculated, IE is also calculated using a reduced (85%) arcing current value. While small variations in arcing current can result in small variations in IE and AFB, the primary concern for arcing current being less than calculated is the duration of the event due to the response of the upstream overcurrent protective device. If the arcing current falls below the sensing level of the instantaneous element of an overcurrent protective device, a significant increase in event duration, IE, and AFB can result. An IEEE paper[5] suggests varying the available fault current by 50% and examining the effects on the arc duration and associated IE. However, this method came under scrutiny due to the lack of supporting documentation and test data to establish this as an accurate general practice for determining minimum possible fault current levels. Recent test data indicates that the variation in current for lower-voltage systems was much greater than for higher-voltage systems. For typical lower-voltage systems, current variations from the calculations of 12%–16% were observed. This compares closely to the 15% (85% factor) used in the 2002 methodology. At higher voltages, the variation was found to be significantly smaller.
Therefore, the possibility of current variation resulting in a longer event duration and higher IE for lower-voltage equipment is much greater than for higher-voltage equipment. In the 2018 edition of the guide, an arcing current variation correction factor/reduced arcing current is calculated. The effects of the reduced arcing current are examined, and the worst-case values are then used for IE and AFB.
Higher-Voltage Calculation Process
The calculation process for higher-voltage systems is a bit more complex compared to low-voltage systems. Therefore, we will not cover the details of the higher-voltage calculation process (601 V–15 kV) in this paper. The key difference in the higher-voltage calculation process is the use of an iterative process with normalized values that are then interpolated to the specific system voltage.
SUMMARY
The new calculation process contains additional iterations and factors as well as more complicated equations using numerous coefficient variables. This complexity makes the process of accurately modeling and determining incident energy and arc-flash boundaries more challenging than using the previous 2002 guide and methods. Several good software applications are available that reliably perform these complex calculations. However, as I remember from my programming classes in college, garbage in equals garbage out!
Several variables that are determined by the study engineer and the data collector affect the accuracy of the model. Experience, knowledge, and understanding the variables and system equipment are extremely important for an accurate model and calculations. Only qualified engineers who are familiar with the equipment being modeled and have the experience to understand the calculations and analysis should be engaged in performing these studies.
Part 1 covered a brief history of electrical safety as it has changed over the past few decades to improve worker safety, from OSHA establishing the “what” to NFPA 70E establishing the “how” and IEEE 1584 defining the “method” for calculating and quantifying arc-flash hazard. The first edition of IEEE 1584 in 2002 was based on the limited data and knowledge of arc-flash physics at the time, but the effort has contributed to reducing life-threatening and serious injury caused from arc flash. Since then, much research has been conducted, and arc-rated fabrics have improved.
Now, with the 2018 edition of IEEE 1584, we see further refined and improved accuracy of arc-flash calculations. However, this refined and improved accuracy comes with a challenge of gathering additional information about equipment. Is gathering this additional information practical? Does it add value? Those are both great questions. We will explore more details about the updates to IEEE 1584 and discuss some practical considerations in Part II of this article in the Summer 2022 edition of NETA World.
REFERENCES
[1] IEEE. IEEE 1584-2002, IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations, New York, NY.
[2] IEEE. IEEE 1584-2018, IEEE Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations, New York, NY.
[3] Occupational Safety & Health Administration [OSHA]. Regulation 29 U.S.C. § 654, 5(a)1, 1970. Retrieved from www.osha.gov/laws-regs/oshact/section5-duties.
[4] Jooma, Z. (n.d.). History of the NFPA 70E. Retrieved from www.eandcspoton.co.za/resources/docs/Hazardous/History_of_the_NFPA.pdf.
[5] Balasubramanian, I and Graham, A.M. “Impact of Available Fault Current Variations on Arc-Flash Calculations,” 2009 Record of Conference Papers — Industry Applications Society 56th Annual Petroleum and Chemical Industry Conference, Anaheim, CA, 2009, pp. 1-8.
Steve Park, PE, brings 40+ years of experience in the power system industry to his position as Vertiv’s Director of Technical Training. Steve oversees technical training for Vertiv’s North America field services including AC power products, DC power products, thermal management systems, monitoring, and independent testing services for High Voltage Maintenance (HVM) and Electrical Reliability Services (ERS). Much of his career and expertise is from various roles while employed by HVM and ERS involving power system studies, engineering and test reports, cable testing, forensic investigations, test procedures/practices, and quality assurance. Steve gained a deep understanding of the power system industry during his career in the U.S. Air Force, where he served 14 years on active-duty service as a high-voltage lineman, electrical power distribution engineer, and instructor of electrical engineering at the Air Force Institute of Technology (AFIT). Steve earned BSEE and MSEE degrees in electrical engineering from Purdue University and an MBA from Indiana Wesleyan University. Steve has been a registered Professional Engineer since 1992.