untitled

w w w . e l e k t r o . i n f o . p l

n r 9 / 2 0 0 4

a u t o m a t y k a

integracja funkcji
w nowoczesnych
zabezpieczeniach cyfrowych

mgr inż. Jacek Floryn - EnergiaPro Koncern Energetyczny SA Oddział we Wrocławiu

echnika cyfrowa od kilkunastu
lat jest powszechnie wykorzysty-

wana w elektroenergetycznej automa-
tyce zabezpieczeniowej. Zabezpiecze-
nia cyfrowe pracują w elektrowniach
i stacjach elektroenergetycznych w Pol-
sce od ponad dekady. Wśród wielu nie-
wątpliwych ich zalet, jakimi są mię-
dzy innymi możliwości realizacji zło-
żonych funkcji zabezpieczeniowych,
duża dokładność i powtarzalność po-
miarów, samokontrola itd., bardzo
istotną cechą zabezpieczeń cyfrowych
jest możliwość integracji wielu funk-
cji w jednym urządzeniu.

Początkowo zabezpieczenia cyfro-

we zawierały kilka funkcji zabezpie-
czeniowych, które były dedykowane
dla aplikacji w poszczególnych rodza-
jach pól (np. dla pól liniowych, pól
transformatorowych). Dodatkowo
były wyposażane w interfejs cyfrowy
dla realizacji telesygnalizacji i teleste-
rowania oraz układy samokontroli.
Wraz z rozwojem technologii, wzro-
stem mocy obliczeniowej procesorów,
możliwy do osiągnięcia stopień in-
tegracji funkcji w zabezpieczeniach
zdecydowanie się powiększył. Ofe-
rowane obecnie zabezpieczenia, któ-
re dzięki mnogości zawartych w nich
funkcji nazywane są często termina-
lami zabezpieczeniowymi, zawierają:
bardzo szeroki zakres funkcji zabez-
pieczeniowych, funkcje sterownicze
wraz z możliwością realizacji blokad
logicznych, funkcje umożliwiające na-
wiązanie do systemów telemechaniki

w zakresie telesterowania, telesygna-
lizacji i telepomiarów, funkcje reje-
stracji zakłóceń i zdarzeń, a nawet pa-
rametrów jakości energii, monitoro-
wania urządzeń pierwotnych i obwo-
dów wtórnych, automatyki programo-
walne i inne. Dla przykładu zabezpie-
czenie odległościowe SIEMENS serii
7SA może zawierać dodatkowo m.in.
zabezpieczenie ziemnozwarciowe, za-
bezpieczenie nadprądowe, układ za-
bezpieczenia od załączenia na zwar-
cie, zabezpieczenia pod- i nadnapię-
ciowe, zabezpieczenie przeciążenio-
we oparte na modelu cieplnym, ukła-
dy telezabezpieczeń, automatykę SPZ,
funkcje kontroli synchronizmu, blo-
kady przeciwkołysaniowej, funkcje
sterownicze z synoptyką pola, pro-
gramowalne funkcje logiczne, reje-
strator zdarzeń i zakłóceń, lokaliza-
tor miejsca zwarcia, układy samokon-
troli przekaźnika i obwodów pomia-
rowych, układ kontroli ciągłości ob-
wodu wyłączającego.

Daleko posunięta integracja pro-

wadzi do zmiany architektury obwo-
dów wtórnych. Zazwyczaj powoduje
jej znaczne uproszczenie. Wiele prze-
kaźników pomiarowych i pomocni-
czych oraz innych elementów obwo-
dów wtórnych zastępowana jest jed-
nym urządzeniem, zdecydowanemu
uproszczeniu ulega okablowanie. Pro-
wadzi to oczywiście do ograniczenia
kosztów inwestycyjnych i do pewne-
go stopnia polepszenia niezawodno-
ści układu EAZ. Burzona jest jednak

jednocześnie wypracowana i spraw-
dzona ﬁlozoﬁa rozwiązań obwodów
wtórnych. Zasadnym jest postawie-
nie pytania: jak głęboko może nastę-
pować grupowanie funkcji nie po-
wodując pogorszenia niezawodności
i pewności ich działania? Wydaje się,
że nie wypracowano jednoznacznej
odpowiedzi na tak postawiony pro-
blem [1, 2, 3, 4]. Większa integracja
upraszcza obwody, które mogą być
dzięki temu bardziej niezawodne, ale
jednocześnie awaria najważniejszych
elementów takiego układu wyklucza
działanie bardzo wielu funkcji.

Przyjmowany stopień integra-

cji funkcji jest najczęściej odwrotnie
proporcjonalny do znaczenia zabezpie-
czonego obiektu dla pracy sieci i jego
wartości, czyli na ogół do poziomu na-
pięcia, i jest kompromisem pomiędzy
niezawodnością a ceną układu. I tak,
w polach średniego napięcia stopień
integracji funkcji jest najwyższy. Za
dopuszczalne uznaje się stosowanie
jednego terminala zabezpieczeniowe-
go w polu integrującego funkcje zabez-
pieczeniowe, sterownicze, telemecha-
niki i pomiarów. W niektórych krajach
poza Europą postępuje się jeszcze od-
ważniej, gdyż zastosowanie znajdują
tam zabezpieczenia centralne dla kil-
ku pól średniego napięcia. Dla zabez-
pieczenia pól 110 kV stosowane są za-
zwyczaj co najmniej dwa odrębne za-
bezpieczenia: podstawowe i rezerwo-
we z wydzielonymi obwodami zasila-
nia, napięciem pomocniczym i obwo-

dem wyłączającym. W polach jeszcze
wyższych napięć pojawiają się wyma-
gania redundancji funkcji zabezpiecze-
niowych. Operatorzy wielu sieci wy-
sokich napięć ustalili zasady, zgodnie
z którymi:

pozostawia się niezależność po-
między zabezpieczeniami podsta-
wowymi i rezerwowymi,

unika się realizacji funkcji polo-
wych w systemach centralnych
zabezpieczeń,

stosuje się układy zabezpieczeń
redundantnych,

funkcje sterownicze (sterowanie
lokalne, zdalne, blokady logiczne)
realizuje się w niezależnych od za-
bezpieczeń urządzeniach [4].
W większości aplikacji, decy-

zje o stopniu integracji funkcji są
ostrożne i wynikają z troski o niepo-
gorszenie pewności i bezpieczeństwa
funkcjonowania EAZ. Postanowienie
o wyższym stopniu integracji funk-
cji musi wynikać z przeświadczenia
o bardzo wysokiej niezawodności ter-
minali mających te funkcje realizo-
wać. Wiele też zależy od wypracowa-
nej ﬁlozoﬁi rozwiązań zabezpieczeń
oraz względów eksploatacyjnych.

Z bogactwa zaimplementowanych

w zabezpieczeniach cyfrowych funk-
cji podstawowych i dodatkowych
oraz możliwości ich dość swobodne-
go programowania wynika istotna ich
zaleta, jaką jest elastyczność. Umożli-
wia ona ograniczenie ilości stosowa-
nych urządzeń oraz przy prawidło-

Nowoczesne zabezpieczenia cyfrowe łączą w sobie bogactwo funkcji zabezpieczenio-
wych oraz cały szereg funkcji dodatkowych związanych ze sterowaniem, telemechani-
ką i diagnostyką. W artykule zasygnalizowano niektóre zagadnienia dotyczące konse-
kwencji tak wysokiej integracji w aspekcie bezpieczeństwa pracy układów elektroener-
getycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ) oraz ich eksploatacji.

w w w . e l e k t r o . i n f o . p l

n r 9 / 2 0 0 4

wym wykorzystaniu oferowanych
w terminalach funkcji, wspomniane
już uproszczenie architektury obwo-
dów wtórnych, co oprócz ogranicze-
nia kosztów pozwala na zwiększenie
ich niezawodności. Integracja wielu
funkcji w zabezpieczeniach umożli-
wia większe ujednolicenie stosowa-
nych urządzeń zabezpieczających.
Wielofunkcyjne terminale zabezpie-
czeniowe mogą jedynie w wyniku
zmiany ich konﬁguracji i nastawień
być wykorzystywane w różnego ro-
dzaju polach. Ma to istotne znacze-
nie eksploatacyjne, gdyż pozwala na
ograniczenie utrzymywania rezerw
awaryjnych.

Jednak elastyczność osiągnięta za-

równo dzięki mnogości funkcji, jak
i ich konﬁgurowalności ma też swo-
je wady, ponieważ prowadzi do znacz-
nego skomplikowania zabezpieczeń,
a szczególnie oprogramowania. Konﬁ-
guracja i parametryzacja zabezpieczeń
cyfrowych staje się złożona i bardzo
pracochłonna. Nastawienie nowocze-
snego zabezpieczenia odległościowego
często wymaga określenia ponad czte-
rystu parametrów, podczas gdy okre-
ślenie wielkości rozruchowych pod-
stawowej funkcji i czasów zadziała-
nia w poszczególnych strefach dotyczy
około dziesięciu procent parametrów
nastawczych. W wyniku powyższych
czynników zwiększa się potencjalne
ryzyko wystąpienia błędów w złożo-
nym oprogramowaniu przekaźnika,
ale również popełnienia pomyłek pod-
czas konﬁguracji i nastawiania zabez-
pieczeń. Jak pokazuje praktyka, wie-
le możliwości bogato wyposażonych
zabezpieczeń cyfrowych nie jest wy-
korzystywanych. Powodem tego jest
nie tylko brak umiejętności ich aplika-
cji, lecz także brak uzasadnionych po-
trzeb ich wykorzystywania. Pojawia-
jąca się nadmiarowość funkcji, oprócz
wydłużania czasu działania zabezpie-
czeń, może wpływać na dodatkowe
ryzyko powstawania błędów w ich
działaniu.

Dzięki integracji w zabezpiecze-

niach funkcji diagnostycznych i reje-
stracji, są one źródłem bardzo wielu
informacji o pracy sieci. Dostarczają

one wiadomości o pobudzeniach i za-
działaniach poszczególnych funkcji za-
bezpieczeniowych, informacji diagno-
stycznych o funkcjonowaniu sprzętu
oraz oprogramowania. Zabezpieczenia
dokonują akwizycji przetwarzania i re-
transmisji do telemechaniki sygnałów
dotyczących związanych obwodów
wtórnych (obwodów pomiarowych,
wyłączających, obwodów zasilania na-
pięciem pomocniczym) oraz urządzeń
pierwotnych. Dane te stanowią bardzo
cenną informację dla służb ruchowych
oraz eksploatacyjnych. Ich analiza po-
zwala na wyciągnięcie wniosków co
do poprawności pracy urządzeń oraz
wcześniejsze wykrycie niesprawności
i nieprawidłowości. Na podstawie ana-
liz podejmuje się decyzje o koniecz-
ności przeprowadzenia prac diagno-
stycznych oraz modernizacyjnych.
Dzięki systematycznemu i szczegóło-
wemu monitorowaniu pracy sieci moż-
na częściowo zrezygnować z części za-
biegów eksploatacyjnych o charakte-
rze prewencyjnym. Stopniowe przej-
ście od prowadzenia zabiegów prewen-
cyjnych na rzecz wykonywania zabie-
gów interwencyjnych, uwarunkowane
wdrażaniem nowej techniki w obiek-
tach energetycznych, stanowi szansę
na ograniczenie kosztów prowadze-
nia eksploatacji.

Zabezpieczenia zawierające funkcje

telemechaniki są źródłem bardzo wie-
lu informacji przekazywanych do sys-
temu sterowania i nadzoru pracy sieci.
Informacje pochodzące z zabezpieczeń
są podstawą dla określenia przez dys-
pozytora ruchu rozmiaru i charakteru
zakłócenia. Szybka i trafna identyﬁka-
cja zakłócenia ma kluczowe znaczenie
dla wypracowania właściwych decyzji,
które mają doprowadzić do najszyb-
szego przywrócenia zasilania, ogra-
niczenia skutków zakłócenia przy za-
chowaniu wymogów bezpieczeństwa.
Paradoksalnie jednak, duża ilość in-
formacji nie stanowi dla dyspozyto-
ra ułatwienia tego zadania. Natłok in-
formacji zaciemnia obraz sytuacji, co
powoduje, że podczas bardziej złożo-
nej awarii, nieczytelne ze względu na
ich mnogość dane są przez dyspozyto-
ra ignorowane. Powyższe przesłanki

stanowią podstawę postulowania or-
ganizacji i wdrożenia systemów zarzą-
dzania danymi pochodzącymi ze stacji
elektroenergetycznych. Realizowana
już w istniejących systemach SCADA
hierarchizacja prezentowanych sygna-
łów wydaje się niewystarczająca. Rów-
nież rozdzielenie na poziomie obiek-
tu energetycznego informacji kierowa-
nych do centrum zarządzania ruchem
sieci i do służb technicznych (tzw. ka-
nał inżynierski), jak pokazuje prakty-
ka, nie jest panaceum na przedstawio-
ne wyżej problemy. Należy oczekiwać
w przyszłości, tak jak to już ma miej-
sce w systemach spotykanych na świe-
cie, rozwinięcia systemów samoczyn-
nego przetwarzania danych pozyski-
wanych z obiektów energetycznych,
w tym systemów ekspertowych [5].

Zastosowanie techniki cyfrowej

w elektroenergetycznej automatyce za-
bezpieczeniowej wniosło bez wątpie-
nia nową jakość. Postęp technologicz-
ny umożliwia realizację funkcji dotych-
czas trudnych do wykonania, bądź też
wcześniej nieosiągalnych ze względów
ekonomicznych. Pozwala również na
integrację bardzo wielu różnych funkcji
w pojedynczym urządzeniu, co prowa-
dzi do uproszczenia rozwiązań obwo-
dów wtórnych oraz do coraz to więk-
szej uniﬁkacji aparatury. Rozbudowane
funkcje rejestracji i sygnalizacji umożli-
wiają bieżące monitorowanie pracy sie-
ci i urządzeń zarówno pierwotnych, jak
i wtórnych. Jeszcze wyższy stopień in-
tegracji funkcji prowadzący do radykal-
nych zmian architektury elektroenerge-
tycznej automatyki zabezpieczeniowej
jest determinowany postępem w za-
kresie niezawodności coraz to bardziej
skomplikowanych zabezpieczeń elek-
troenergetycznych.

literatura

1. Kockot MJ, Experiences In The Al-

location And Grouping of Func-
tions In Integrated Protection
And Control Systems: Lessons Le-
arned, Trends, And Future Requ-
irements, CIGRE Study Commit-
tee 34 Colloquium And Meeting,
Florence, Italy 1999.

2. G. Koch Expending the scope

of protective relays across tradi-
tional boundaries, CIGRE Study
Committee 34 Colloquium And
Meeting, Florence, Italy 1999.

3. Yngve Aabo – BKK, Jan Hiberg-An-

dersen – Statnett, Astrid Petterteig
– SINTEF Energy Research, Norway
Integration of protection, control
and monitoring functions – Expe-
rienced and future requirements
from utility point of view, CIGRE
Study Committee 34 Colloquium
And Meeting, Florence, Italy 1999.

4. Downes J.A., Goody J.L.H., Protec-

tion and control integration: The
National Grid Company’s plans
and visions CIGRE Study Commit-
tee 34 Colloquium And Meeting,
Florence, Italy 1999.

5. Bałaban E., Synal B., Floryn J.,

Monitoring w systemie rejestra-
cji i przetwarzania danych zakłó-
ceniowych, I konferencja nauko-
wo-techniczna Diagnostyka w sie-
ciach elektroenergetycznych zakła-
dów przemysłowych, Płock 2000.

reklama