Pewność układów ZSZ i LRW a testy aplikacyjne

Przyjazne narzędzie może sprawić, że nie musi to być obszar zarezerwowany tylko dla fachowców od symulacji matematycznych czy ekspertów w laboratoriach, a nakład pracy nie musi wcale zniechęcać. Warto wprowadzić pod dyskusję celowość rozszerzenia zakresu sprawdzeń dla ważnych zabezpieczeń (tutaj ZSZ i LRW) zarówno na etapie wstępnym (prace rozwojowe, dopuszczenie urządzenia), jak i na etapie uruchomienia na obiekcie. Idąc dalej, można rozważyć zasadność przeorientowania zakresu sprawdzeń okresowych z wykorzystaniem testów aplikacyjnych.

Niekwestionowana ważność zabezpieczeń ZSZ i LRW

Rola i znaczenie układów zabezpieczenia szyn zbiorczych (ZSZ) oraz lokalnej rezerwy wyłącznikowej (LRW; spotykany jest jeszcze starszy termin: URW) dla ochrony aparatury przed skutkami zwarć, utrzymania stabilności systemu, a czasem także ochrony życia ludzkiego, jest ogólnie znana. Jednocześnie, przy tej świadomości, statystyka działań ZSZ może usypiać i dość rzadko przynosi weryfikację oraz potwierdzenie jej skuteczności. Pomimo stałego rozwoju sieci dystrybucyjnej i przesyłowej oraz nowoczesnych rozwiązań do utrzymania stabilności systemowej, obecne niespokojne uwarunkowania w energetyce krajowej i światowej potwierdzają potrzebę zwiększania jej pewności.

Niewłaściwe działania zabezpieczeń całych rozdzielni (takich jak ZSZ i LRW) stacji węzłowych oraz ich konsekwencje w pewnych okolicznościach istotnie mogą wpłynąć na naruszenie stabilności systemowej. Na rysunku 1. przedstawiono przykład rozkładu rocznego działań zbędnych od niektórych operatorów europejskich [1]. 

Problematyka spełniania poziomu wymagań takich jak selektywność, szybkość, czułość i bezpieczeństwo, w zależności od układu stacji i szczegółów aplikacji ZSZ, zawarta jest w [3, 6]. Tak jak w innych aplikacjach EAZ, poprawiając osiągi jednego z wymagań, często musimy liczyć się z pogorszeniem innego, i szukać kompromisu. Patrząc na krajowe możliwości stosowania zabezpieczeń ZSZ i LRW (oraz ich ilości) na stacjach WN/NN, warto sięgnąć do [12].

Czasokresy badania zabezpieczeń

Na przestrzeni lat w naszym kraju ukształtowało się pewnego rodzaju specjalne podejście do tematu testowania zabezpieczeń ZSZ i LRW na poziomach napięć WN i NN, zwłaszcza przy ograniczonej liczbie fachowców w tej dziedzinie. Pewien wyłom mogły wprowadzać rozbieżności w instrukcjach producentów tych zabezpieczeń odnośnie do częstości i zakresu sprawdzeń (od zalecenia corocznego badania pełnego, aż po skąpy zakres sprawdzeń co 5 lat!) czy też zlecanie tych usług dla szerszego niż dawniej zakresu wykonawców. Ilustrację różnego podejścia do czasokresu sprawdzeń ZSZ dla różnych operatorów europejskich [1] przedstawia rysunek 2. 

Zapisy i zalecenia międzynarodowe dotyczące zakresu testowania zabezpieczeń ZSZ czy LRW na różnych etapach wdrożenia można odnaleźć, przeglądając dokumenty takie jak IEEE C37.233-2009 Guide, IEEE Std C37.103TM-2015 czy też IEEE Std C37.119TM-2016.

Zmieniające się na przestrzeni lat okoliczności, takie jak:

• powszechne stosowanie techniki cyfrowej z funkcjami samotestu,
• rosnący udział wszechobecnej sfery IT kosztem obszaru ściśle technicznego sprawdzeń i pomiarów,
• redukcja czasu przeznaczanego na sprawdzenia, przy jednoczesnym częstym wymogu codziennego powrotu instalacji do pracy przed kolejnym dniem testów,
• brak możliwości wykonania prób funkcjonalnych w polach WN/NN na przestrzeni długiego czasu,
• wpływ czynników ekonomicznych, włącznie z pokusą kalkulowania ryzyka,
• brak fachowców do rzetelnego wykonania prac, 

już zmieniają i zmieniać będą podejście do czasokresów (wydłużanie) i zakresów (redukcja) sprawdzeń okresowych zabezpieczeń na stacjach. Odbywać się to będzie pod hasłem np. optymalizacji zarządzania i zakresu okresowych czynności eksploatacyjnych. Prędzej czy poźniej wymusi to na operatorach przedefiniowanie wytycznych – także dotyczących ZSZ i LRW.

Rodzi się zachowawcza obawa, czy miałoby się to odbyć kosztem pewności działania ww. zabezpieczeń, selektywności i bezpieczeństwa, zwłaszcza że przy rzadkiej statystyce wyników ich działania, nie ma potwierdzenia wpływu wprowadzanych zmian „na żywo”. Biorąc natomiast pod uwagę ochronę danych i interesów operatorów, praktycznie w postaci blokady udzielania użytecznych dla branży informacji (m.in. statystyk) oraz wymiany doświadczeń – nie będzie łatwo o wypracowanie przemyślanych zmian.

Testowanie zabezpieczeń tradycyjne (karta nastaw & konfiguracja) oraz aplikacyjne

Dla podjęcia dyskusji można przywołać pytania:

• Czy tabele pełne wyników i wykresy charakterystyk pozwalają być spokojnym o prawidłowe działanie całego systemu ochrony obiektu (nawet jeśli wykonano próby funkcjonalne w pojedynczych polach)? Na przykład: czy ustawiany wspólny wysoki próg prądowy LRW dla pól jest właściwy, mimo pozytywnych wyników w tabeli?
• Do czego wystarczają i jaki zakres testów mogą zastąpić tryby testowe zabezpieczeń (odmienne u różnych producentów), symulujące zewnętrzne wymuszenia oraz pobudzenia binarne?
• Czy błędy doboru aparatury pierwotnej, nastawień zabezpieczenia czy konfiguracji są możliwe do wykrycia podczas sprawdzeń, skoro sprawdzamy ich zgodność z kartą nastaw, a nie prawidłowość działania w realnych sytuacjach?
• Czy dokumentacja projektowa zawiera przeliczenie doboru przekładników prądowych oraz podstawowych nastaw zabezpieczenia szyn według zaleceń danego producenta?

Przy próbie odpowiedzi zapewne musimy uwzględnić dostępność zasobów ludzkich i właściwego sprzętu do testowania, zakorzenione przyzwyczajenia (choćby tzw. święty spokój), jak i ogólnie przyjęte zasady („bo tak się robi”). Jeśli chodzi o sprzęt wymuszający prądy warto nadmienić, iż tradycyjne testy ZSZ, zwłaszcza na obiekcie, obejmują pozyskiwanie wyników z udziałem jednego lub dwóch źródeł prądowych (3-faz.), co oznacza swobodne modelowanie dwóch pól, podczas gdy w większości topologii na stacjach występują decyzyjne pomiary z co najmniej trzech pól z przekładnikami prądowymi (co przy tradycyjnym testowaniu i jednym testerze obchodzi się uproszczeniami).

Kolejne lata przynoszą jednak nowe narzędzia sprawdzeń. W odróżnieniu od testowania opartego na sprawdzaniu parametrów nastawczych, testowanie oparte na podejściu systemowym (przyjmiemy tutaj nazwę testowanie aplikacyjne) [7] symuluje zadane scenariusze przy zdefiniowanej topologii chronionego obiektu, wraz z uwzględnieniem źródeł oraz odbiorów (zamodelowanym fragmentem systemu elektroenergetycznego). Trzy główne filary możliwości takiego narzędzia to:

• symulacja stanów przejściowych,
• jednoczesne sterowanie wieloma testerami z jednego komputera,
• iteracyjna symulacja pętli sprzężenia zwrotnego.

Zamiast testować kolejne parametry konkretnego zabezpieczenia, testuje się je jako „czarną skrzynkę”, która ma po prostu prawidłowo reagować! Oczywiście reakcje czasowe są mierzone i mogą być w różny sposób oceniane (dużą zaletą jest to, że pożądane pomiary i kryteria oszacowania zachowania można skonfigurować lub zmienić także po testach).

Co daje testowanie aplikacyjne na różnych etapach wdrożenia instalacji ZSZ i LRW?

Przy rozważaniu, co zyskujemy, wprowadzając testowanie aplikacyjne, warto brać pod uwagę możliwe różne etapy wdrażania produktu i jego instalacji. Pomijając etap przedwstępny u producenta, obejmujący prace rozwojowe oraz testy typu, możemy wyróżnić:

• testy dopuszczenia (jeśli występują); dla testów dopuszczenia korzyści użycia testów aplikacyjnych wydają się dość przejrzyste – to przyjazny interfejs użytkownika, wsparty przekrojem możliwości wzbogacania symulacji, możliwe testy „czarnej skrzynki” oraz użycie iteracji dla symulacji pętli sprzężenia zwrotnego. Można podsumować to słowami: „więcej i jednocześnie dość prosto”. To „więcej” oznaczać może długą listę scenariuszy (nie tylko zwarciowych), patrz np. [5]. Wszelkie luki i niespodzianki ze strony producentów lepiej odkrywać na tym etapie; 
• testy FAT (jeśli występują); testy FAT, choć nie są przeznaczone do sprawdzania aplikacji, mogą pokazać wybrane zachowania w złożonych scenariuszach, zwłaszcza dla instalacji scentralizowanej ZSZ. Takie rozszerzenia testów są warte uwagi, jeśli przyjęte rozwiązanie prowadzi do późniejszego ograniczenia liczby FAT dla powtarzalnych instalacji i w tej samej wersji programowej;
• testy SAT (jeśli występują); u nas ich dość skromny zakres jest zestandaryzowany i obecnie opiera się na podejściu tradycyjnym (sprawdzenie parametrów i współpracy z urządzeniami stacyjnymi);
• uruchomienie na obiekcie; pozwala na sprawdzenie instalacji ZSZ i LRW wraz z docelowymi obwodami stacyjnymi, ale często bez jednoczesnego dostępu do aparatury pierwotnej pól (czyli przy czynnej rozdzielni). Próby selektywności wykonywane są z udziałem pola sprzęgła i co najmniej dwóch innych pól jednocześnie. Kombinacja testów tradycyjnych oraz testów aplikacyjnych przynosi nową jakość pewności oddawanej do ruchu instalacji. Udział testów aplikacyjnych jest tym ważniejszy, jeśli nie było przeprowadzanych testów dopuszczenia oraz przy nietypowej aplikacji;
• testy eksploatacyjne okresowe (skrócone i pełne); okresowe powtórzenie lub modyfikacja wybranych testów aplikacyjnych (zapewne bez dostępu do aparatury pierwotnej łączników, jednak ze sprawdzeniem przetworników pomiarowych dla poszczególnych pól) – to coś więcej niż tradycyjne próby sekwencyjne z testera zabezpieczeń. Ich uwzględnienie zwiększa pewność ochrony rozdzielni, w porównaniu z testami generującymi kolejny raz wyniki w tabelach sprawdzeń okresowych. Jednym z warunków do przeprowadzania zmodyfikowanego zakresu testów jest poprawnie skonfigurowany monitoring zabezpieczenia oraz reagowanie na ewentualne jego komunikaty w okresie użytkowania; z uwagi na brak możliwości wykonania jednoczesnych testów funkcjonalnych z łącznikami pól, testy eksploatacyjne muszą je symulować, natomiast pewne sprawdzenia (tory wyłączające, mechanika styków odłączników i wyłącznika) mogą być uzupełniane podczas badania okresowego pojedynczych pól;
• testy regresyjne (po zmianach oprogramowania w zabezpieczeniu); podejście do ponownych testów zależy od oceny potencjalnego wpływu dokonanych zmian w zabezpieczeniu na pozostałą funkcjonalność urządzenia. Wykonuje się testy poprawionego zachowania (jeśli ten przypadek wchodzi w grę) oraz inne możliwe testy w wybranym zakresie. Jeżeli nie jest to zakres pełny, testy aplikacyjne mogą tutaj dobrze spełnić swoją rolę.

Proponowane podejście uwzględnia i łączy oba rodzaje testowania (tradycyjne i aplikacyjne) tam, gdzie jest to użyteczne, wraz z utrzymaniem właściwego ich balansu, w zależności od etapu wdrożenia. Przemyślane i dobrze wykonane testy aplikacyjne stanowią ważne uzupełnienie tradycyjnych testów sprawdzenia nastaw i konfiguracji. Idąc jednak dalej, ich rola nie kończy się na etapie wprowadzenia obiektu do ruchu i eksploatacji. Warto podjąć dyskusję i rozważyć umiejętne użycie testów aplikacyjnych (wraz z niezbędnym zawsze obszarem sprawdzenia pomiarów), które pozwoliłoby w okresie eksploatacji wręcz zastąpić powtarzanie okresowe serii wymuszeń dla cyfrowych przecież zabezpieczeń.

Patrząc ogólnie, warto zauważyć, iż sprawdzenia symulacyjne dla różnych aplikacji pozwalają poczuć się pewniej co do znajomości reakcji przy bardziej złożonych aplikacjach i scenariuszach, zwłaszcza w przypadku ZSZ czy LRW oraz dla konkretnej rozdzielni!

Obecnie testowanie symulacyjne sprawdzające aplikację nie musi już i nie powinno ograniczać się do używania jedynie przez producentów, naukowców i laboratoria, znających właściwe narzędzia oprogramowania. Nowe narzędzie – poprzez wizualizację scenariuszy i możliwość pokazania efektu błędów nastawczych, konfiguracyjnych czy łączeniowych – pełnić może także rolę edukacyjną!

Przygotowanie symulacji

Testy obejmujące sprawdzenie aplikacji, w tym także możliwy zaadaptowany zakres podczas sprawdzeń eksploatacyjnych, wykonuje się za pomocą oprogramowania RelaySim-Test oraz testera CMC (ten sam, co do testów tradycyjnych). Przeprowadzenie wartościowego obszaru testów – z uwagi na potrzebę objęcia kilku pól (wraz ze sterowaniem dynamicznym wyłączników) – wymaga zastosowania dwóch testerów. Zdarzają się (na świecie) także testy z większą liczbą testerów, obejmujące nawet całą topologię rozdzielni (rys. 3.). 

Wprowadzenie do używania programu oraz przykłady można odnaleźć w literaturze [4, 7, 11]. W pozycji [2] zawarto przykład z wykonania testów symulacyjnych na stacji, zaś w [8, 9] – w warunkach laboratoryjnych.

Przygotowując własny test, można posiłkować się jednym z wielu szablonów dostępnych z poziomu oprogramowania oraz notą aplikacyjną [8]. Wśród szablonów występują także mniej popularne topologie, jak np. układ 2W (czworobok) czy też sieć pierścieniowa (kratowa), ale jest też dostępny przykład aplikacji dla poziomu SN. Warto zauważyć, iż wartościowe testy aplikacyjne układu 3/2W można wykonać z użyciem niniejszego narzędzia i to zarówno dla trzech lokalizacji przekładników w gałęzi, jak i pięciu czy sześciu (patrz: problematyka w [10]). Od nas (i posiadanego sprzętu) zależy, czy chcemy oceniać w danej aplikacji jedno zabezpieczenie (ZSZ; ZSZ&LRW), czy jednocześnie więcej (ZSZ + zabezpieczenie polowe).

Warto zaznaczyć różnicę scenariuszy z udziałem pola sprzęgła wykonanych tradycyjnie (modelowanie rozwoju scenariusza zadane ręczne) oraz aplikacyjnie (w trybie iteracyjnej symulacji pętli sprzężenia zwrotnego). Przy testowaniu aplikacyjnym reakcje zabezpieczenia wpływają dynamicznie na zmianę stanu wyłączników oraz rozpływów – których w testach tradycyjnych nie modelujemy lub najwyżej narzucamy (generowanie adaptacyjne stanów względem statycznego).

Rysunki 4. oraz 5. przedstawiają przykłady wybranych topologii stacyjnych z serii dostępnych szablonów. Topologia z rysunku 4. reprezentuje powszechnie spotykaną rozdzielnię wielopolową z podwójnym systemem oraz łącznikiem szyn. W tym przypadku testy w oparciu o trzy pola (zasilające/odbiorcze) oraz pole sprzęgła są wystarczające dla niemal wszystkich istotnych scenariuszy.

Z uwagi na brak dostępu do rzeczywistych łączników (czy choćby z uwagi na ilości łączeń w testach), wyłączniki mocy są symulowane dynamicznie (tutaj 2-bitowo, z uwzględnieniem czasów na załączanie i wyłączanie), a odłączniki systemowe – statycznie.

Przy braku odpowiedniej ilości we/wy w testerze (np. sygnały dla LRW), można użyć tzw. we/wy wirtualnych, obsługiwanych np. przez przystawkę ISIO 200. Jeżeli zabezpieczenie wykorzystuje szerzej standard IEC61850, można do sterowań użyć komunikacji GOOSE oraz do wymuszeń strumieni pomiarowych SV, choć na naszych stacjach zapewne jeszcze długo będzie obowiązywać wykonanie tradycyjne (drutowe). Na potrzeby kompleksowego wykonania przyjętych scenariuszy używamy zsynchronizowanych dwóch testerów (nawet z wzajemną synchronizacją bez GPS), aby zasilić 3-fazowo cztery pola.

Na potrzeby testów LRW można podłączyć zabezpieczenie polowe (zasilane prądem i napięciem z danego symulowanego pola) lub symulować pobudzenie LRW dynamicznie bez niego. Warto zauważyć, iż taki test może obejmować jednocześnie scenariusze zachowania zabezpieczenia polowego przy zwarciu do przodu, a jednocześnie zwarcia zewnętrznego dla ZSZ (z nasyceniem PP) lub też zwarcia na szynach zbiorczych, a przez to zwarcia do tyłu dla zabezpieczenia polowego.

Test kompleksowy ZSZ zazwyczaj dzielony jest na dwie grupy scenariuszy: ze zwarciami zewnętrznymi oraz zwarciami wewnętrznymi. Dla testów ZSZ można również dodać grupę scenariuszy „bez zwarcia”, które mogą skutkować uchybami lub wręcz zbędnym działaniem. Dobra znajomość instalacji, nabyta nie tylko dzięki wcześniejszemu doświadczeniu, ale także podczas symulowania takich scenariuszy, pozwala później np. na sprawną identyfikację usterek podczas eksploatacji. Niektóre scenariusze zwarć zewnętrznych dla ZSZ można połączyć i wykonać wraz z LRW (wszak aplikacje pracują równolegle). Na doraźne potrzeby można również przejść do dostępnego w narzędziu symulacji tzw. wymuszania ręcznego.

Wśród wielu elementów, które po prostym wprowadzeniu rozszerzają scenariusze zakłóceniowe (najczęściej nieobejmowane testowaniem tradycyjnym), warto wymienić kilka:

• wykorzystanie iteracyjnej symulacji pętli sprzężenia zwrotnego: test taki uwzględnia wstępne reakcje na zwarcie oraz adaptuje kolejne wymuszenie do jego powtórzenia [11]; jest to kluczowa cecha narzędzia symulacji, która pozwala imitować zachowanie tak jak podczas symulacji z pętlą sprzężenia zwrotnego – tutaj poprzez użycie iteracji; dzięki temu używając testera i laptopa, osiągamy wyniki dostępne dla specjalistycznego sprzętu symulatorów laboratoryjnych. Scenariusze związane ze sprzęgłem czy tzw. zwarciami rozwijającymi się efektywnie potrafią wykorzystać tę funkcjonalność;
• wykorzystanie tzw. symulacji interaktywnej: wraz z rozwojem narzędzia wprowadzono nową opcję łączącą symulowanie przepływów oraz „ręczne” wyzwalanie zmiany parametrów czy zakłócenia. Na ekranie uzyskujemy jednoczesny dostęp do dwóch stanów wraz z wizualizacją wektorową czy listą zdarzeń. Wśród możliwych zastosowań warto wspomnieć o ułatwieniu sprawdzeń dla stacji cyfrowej (choćby dla wielu strumieni SV);
• rezystancja zwarcia: reakcja na zwarcia oporowe może stanowić jedno z wielu kryteriów oceny producentów – nie ma na to bezpośredniej nastawy, więc testując „czarną skrzynkę” i ustawiając w teście parametry rezystancji zwarcia, można poprzez test ocenić granice działania zabezpieczenia;
• remanencja: jeden z parametrów używany do sprawdzenia wpływu nasycenia przekładnika prądowego – np. przy silnych zwarciach zewnętrznych (dodatkowo np. z cyklem WZW (rys. 6.) oraz remanencją zakumulowaną) czy też w obszarze węzłów mostka środkowego układu rozdzielni 3/2W. Pomimo iż deklaruje się, że dobierane przekładniki nie są obecnie problemem, zdarzają się starsze (sporadycznie także nowe) instalacje z parametrami podatnymi na nasycenia. Po imporcie parametrów przekładników prądowych zmierzonych z danego obiektu (testerem CT Analyzer), testy z ich uwzględnieniem jeszcze bardziej zbliżają się do warunków rzeczywistych dla konkretnego obiektu;

• błędy odwzorowania łączników: możliwości symulowania niezgodności odwzorowania odłączników, wyłączników (styków pomocniczych oraz głównych) pozwalają na cały przekrój możliwych testów (np. w celu określenia lub weryfikacji pożądanej nastawy zabezpieczenia dla ww. sytuacji);
• eksport symulacji do formatu Comtrade: taki eksport z jednej strony umożliwia „statyczne” odtworzenie symulacji, ale nie zapewnia dynamicznej adaptacji testu, tak jak w ramach iteracyjnej symulacji pętli sprzężenia zwrotnego;
• wprowadzenie danych źródeł mocy i obciążeń (w różnych formatach): uzyskujemy pewną możliwość kształtowania rozpływu mocy oraz prądów zwarciowych, co pozwala np. na weryfikację aplikacji przy znacznej rozpiętości prądów znamionowych przekładników.

Przykłady z testowania aplikacyjnego

Wydawać się może, iż tradycyjnie wykonane testy sekwencyjne mogą być podobne do poniżej prezentowanych oraz wystarczające (jeśli w ogóle są przygotowywane) – jednak po samodzielnym aktywnym użyciu wymienionego narzędzia symulacji łatwiej jest dostrzec różnice i go docenić. Przyjmuje się też, że proste układy nie wymagają wymyślnego sprawdzania, choć właśnie testy aplikacyjne mogą przynieść i tu niespodziankę.

W przykładzie z rysunku 6. zabezpieczenie ZSZ pozostaje stabilne wobec zwarcia zewnętrznego z nasyceniem przekładnika prądowego podczas cyklu WZW na linii, pomimo pobudzenia tzw. uchybu.

Na rysunku 7. zaś przedstawiono sytuację, kiedy podczas załączania wyłącznika sprzęgła pojawia się zwarcie doziemne 1-fazowe w strefie martwej tego pola. 

Wraz ze sprzęgłem wyłączony zostaje system A (moment zwarcia wpływa na czas wyłączenia), a po dalszej zwłoce wyłączony zostaje system B, nadal zasilający zwarcie. Przypadek ten, choć zrozumiały co do selektywności, wart jest omówienia co do możliwości optymalizacji ustawień zabezpieczenia.

Przykład z rysunku 8. przedstawia zwarcie na systemie A, wraz z utworzonym „mostkiem odłącznikowym” w polu nr 1. 

O ile równoczesne wyłączenie wszystkich pól połączonych systemów nie dziwi, to różne czasy wyłączenia dla różnych kombinacji faz oraz informacja o zwłocznym wyłączeniu systemu B wydają się nieco zagadkowe. Takie scenariusze nie są praktykowane, choć warto byłoby poznać komentarz producenta, a być może sugerowane korekty nastawcze.

W pożądanych przypadkach możliwe jest jednoczesne wymuszanie wielkości prądowych i napięciowych ze scenariusza także do zabezpieczenia polowego i sprawdzenie koordynacji. Tak też zrobiono w sytuacji zwarcia zewnętrznego w polu nr 1 (rys. 9.), jednocześnie z niesprawnym wyłącznikiem w tym polu. 

Zewnętrzne zabezpieczenie impulsuje na wyłączenie (zgodnie ze swoimi nastawami) oraz pobudza układ LRW, który po czasie wyłącza system A oraz sprzęgło. Zwarcie zewnętrzne, którego lokalnie już nie widać, zostaje wyeliminowane końcowo dopiero z sąsiedniej stacji.

Przegląd przykładów zakończy przykład (rys. 10.) ze zwarciem w strefie martwej sprzęgła wraz z niesprawnym wyłącznikiem w 1. polu (system B).

Zabezpieczenie reaguje następująco: szybkie wyłączenie systemu A oraz sprzęgła, następnie zwłoczne wyłączenie systemu B oraz jeszcze później generacja „sygnału LRW”. W tym scenariuszu czas całkowitej likwidacji zwarcia i tak zależy od sąsiedniej stacji, a system A został wyłączony najszybciej. Ewentualne szybsze wyłączenie systemu B zależy od szczegółowego parametru czasowego w polu sprzęgła.

Jako przykład weryfikacji poprawności doboru ustawienia (a nie tradycyjnego testu pobudzenia zmierzonego względem nastawy) progów prądowych LRW w polach, można podać test aplikacyjny reakcji zabezpieczenia przy zwarciach słaboprądowych.

Szeroki przekrój testów wymienionych w [5], a przeprowadzonych z użyciem różnych metod i sprzętu, wydaje się osiągalny przy użyciu narzędzia do testowania aplikacyjnego. Aby docenić przydatność tego narzędzia w praktyce, warto je sprawdzić dla różnych topologii oraz różnych scenariuszy. Weryfikując rzetelność naszych testów (poprzez wyjaśnianie napotkanych problemów), poznajemy lepiej badany obiekt, a więc zabezpieczenie oraz całą aplikację ZSZ czy też LRW.

Podsumowanie

Testowanie tradycyjne, uzupełnione (lub w wybranych przypadkach częściowo zastąpione) testowaniem aplikacyjnym, pozwala uzyskać więcej pewności co do instalacji ZSZ i LRW dla ochrony rozdzielni w zdefiniowanym obszarze. Pozwala też lepiej poznać selektywne działanie danej instalacji przy różnych złożonych scenariuszach (a więc pełni także rolę szkoleniową). Na etapie selekcji i dopuszczenia może też służyć porównaniu producentów w tych samych warunkach, zaś na etapie uruchomienia na obiekcie pomaga zweryfikować dobór nastaw i konfiguracji oraz znaleźć błędy prowadzące do niepoprawnej ochrony obiektu (zwłaszcza w trudnych sytuacjach). Wreszcie na etapie eksploatacji testowanie aplikacyjne – zastępując ponowne zapełnianie tabel wynikami – pozwala sprawnie potwierdzić więcej informacji niż przy dotychczasowej metodyce. Pomimo że właśnie w przypadku zabezpieczeń ZSZ i LRW widać wiele korzyści z zastosowania narzędzia symulacyjnego RelaySimTest, można i warto narzędzia tego używać także w innych aplikacjach EAZ, rozszerzając możliwości testowania tradycyjnego oraz zbliżając testowanie do warunków rzeczywistych zakłóceń.

Literatura

1. Busbar Protection – Busbar Differential: Best Practice and Recommendations, ENTSO-E Report, 2019.
2. F. Fink/T. Hensler, F. Trillenberg/J. Köppel, Commissioning of a Distributed Busbar Protection Using a System-Oriented Test in the Field, IPTS 2015. 
3. IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power System Buses, IEEE Std C37.234TM-2009.
4. T. Bednarczyk, M. Branczewski, Kompleksowe testy automatyki zabezpieczeniowej z wykorzystaniem najnowszych rozwiązań technologicznych, Wiadomości Elektrotechniczne nr 12/2017.
5. Z. Gajić, H. Faramawy, L. He, K. Koppari, L. Max, Modern Design Principles for Numerical Busbar Differential Protection, Relay Protection and Automation for Electric Power Systems, 2017.
6. Modern Techniques for Protecting Busbars in HV Networks, CIGRE Working Group B5.16, 2010.
7. C. Pritchard, D. Costello, K. Zimmerman, Moving the Focus from Relay Element Testing to Protection System Testing, PACW 2015.
8. Systemowe testowanie zabezpieczeń szyn zbiorczych – nota aplikacyjna firmy Omicron, Florian Fink, 2017.
9. C. Pritchard, Testowanie automatyczne różnicowych zabezpieczeń szyn zbiorczych z wykorzystaniem podejścia systemowego, 2020.
10. J. Fyda, G. Flasza, Układy półtorawyłącznikowe – problem selektywnego zabezpieczenia mostka środkowego, Konferencja KAE 2011.
11. Using an Iterative Approach to Mimic Real-Time Closed-Loop Simulation for Protection Testing; Christopher Pritchard, Tomas Hensler; IPTS 2019.
12. K. Przedmojska, J. Wróblewski, Wytyczne wyposażenia sieci przesyłowych w automatykę zabezpieczeniową. Zalecenia Instytutu Energetyki, Konferencja KAE 2005.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!