Dlaczego testowanie przekaźników zabezpieczeniowych staje się coraz bardziej złożonym zadaniem?

Dlaczego wszystko zmieniło się na raz?

Bardziej złożone struktury zabezpieczeń, mniej czasu na testowanie

Nowoczesne stacje elektroenergetyczne nie wyglądają dzisiaj, jak kiedyś. Norma IEC 61850, różnorodność, nierzadko wątpliwie kompatybilnych ze sobą inteligentnych urządzeń elektronicznych (IED) oraz przyłączanie do sieci kolejnych instalacji energetyki rozproszonej komplikują krajobraz systemów zabezpieczeniowych. Konieczność walidacji coraz liczniejszych powiązań logicznych urządzeń, znacznie obszerniejsza dokumentacja i więcej potencjalnych punktów awarii. Czasu natomiast nie przybywa, dlatego trzeba znaleźć sposoby szybkiego działania bez pójścia na skróty.

Wyzwania związane z integracją odnawialnych źródeł energii

Integracja instalacji energetyki rozproszonej z krajową siecią energetyczną fundamentalnie zmieniła funkcjonowanie systemów automatyki zabezpieczeń. Inżynierowie mają teraz do czynienia z licznymi wyzwaniami, takimi jak m.in.:

• dwukierunkowy przepływ mocy, do którego starsze urządzenia automatyki zabezpieczeniowej nie są przystosowane,
• specyficzna charakterystyka prądów wprowadzanych do sieci ze źródeł energetyki rozproszonej wykorzystujących falowniki, co może dezorientować tradycyjne zabezpieczenia nadprądowe,
• nieciągłość dostaw energii ze źródeł odnawialnych, co komplikuje koordynację zabezpieczeń,
• nowe wymagania wobec zabezpieczeń w celu zapobieżenia pracy wyspowej systemów energetyki rozproszonej i wsparcia nowych funkcji sieci.

To nie jest tylko teoria. Wiele przedsiębiorstw energetycznych dosłownie rzuciło się do modernizacji struktury zabezpieczeń funkcjonującej idealnie przez dziesiątki lat, a w której teraz pojawiają się niespodziewane zadziałania zabezpieczeń albo przeciwnie – brak ich reakcji w przypadku oczywistych zakłóceń w sieci.

Cyberbezpieczeństwo – nowy aspekt funkcjonowania zabezpieczeń, o który nikt się nie prosił

Cyfrowe przekaźniki zabezpieczeniowe zapewniły elastyczność i zaawansowane funkcje, ale także przyniosły obawy związane z cyberbezpieczeństwem, których nie było w epoce przekaźników elektromechanicznych. Dzisiaj testowanie urządzeń automatyki zabezpieczeniowej uwzględnia:

• zarządzanie bezpieczeństwem konfiguracji, aby zapobiec nieuprawnionym zmianom,
• weryfikację segmentacji sieci dla komunikacji IEC 61850,
• walidację oprogramowania sprzętowego w celu zapewnienia prawidłowej pracy urządzeń automatyki zabezpieczeniowej,
• badanie zgodności procesu logowania w systemie z wymaganiami NERC CIP.

Te krytyczne dla integralności systemu wymagania zwiększają czasochłonność i złożoność każdej procedury testowej.

Wzrosły oczekiwania w zakresie sprawozdawczości i zgodności

Wymagania dotyczące protokołowania pomiarów też się zmieniły. Nie wystarcza już napisać, że test zakończył się wynikiem pozytywnym. Potrzebne są uporządkowane dowody, cyfrowe ścieżki śledzenia procedur pomiarowych dla audytu i powtarzalne procedury. Zamiast prostych arkuszy z zaznaczaniem formułek w rodzaju przeszedł/nie przeszedł, nowe wytyczne wskazują na konieczność sporządzania wszechstronnych opisów testu obejmujących:

• obraz konfiguracji systemu zabezpieczeń przed rozpoczęciem testów,
• dokumentacja procedury krok po kroku ze znacznikami czasu,
• porównanie konfiguracji po zakończeniu testowania z konfiguracją zastaną,
• szczegółowe wyniki symulacji zakłóceń z uwzględnieniem rejestrowanych przebiegów,
• zapis sprawdzenia zgodności konfiguracji systemu ze specyfikacją po zakończeniu testów.

Jeśli w twojej firmie obecne procedury polegają na wykonywaniu zrzutów ekranu i ręcznych notatkach to masz kłopot. Potrzebujesz narzędzi systematycznie redagujących protokół pomiarowy w miarę postępu pracy – bez dodatkowego wysiłku.

Problem starzejącej się kadry pracowniczej

Wiele przedsiębiorstw energetycznych traci swoich najbardziej doświadczonych inżynierów, którzy przechodzą na emeryturę, właśnie teraz, kiedy systemy zabezpieczeniowe stają się coraz bardziej złożone. Powstaje więc luka wiedzy. Młodsi inżynierowie otrzymują w spadku złożone systemy, nie mając wystarczającej wiedzy, dlaczego w sieci zastosowano takie a nie inne nastawy urządzań automatyki zabezpieczeniowej, z kolei doświadczeni inżynierowie są natomiast zarzuceni obowiązkami mentorskimi wobec nowych pracowników firmy. Dodatkowo, współpraca z dostawcami sprzętu i podwykonawcami staje się kwestią zasadniczą, ale dostępność i jakość kontrahentów nie jest oczywista. Mając to na uwadze, niedobór wykwalifikowanej siły roboczej w sektorze energetyki oznacza, że procedury testowania zabezpieczeń muszą być coraz częściej samodokumentujące i bardziej odporne na błędy ludzkie.

Inżynierowie czują się wypaleni w zmaganiach ze skomplikowanym oprogramowaniem

Od sfrustrowanych inżynierów często można usłyszeć, że oprogramowanie prawdopodobnie może to zrobić, ale nikt z mojego zespołu nie ma czasu nauczyć się jego obsługi, a przecież do wykonania zadania nie jest potrzebne coraz potężniejsze oprogramowanie, a raczej dostęp do programów użytecznych:

• interfejsów użytkownika, które sprawdzają się w pracy w terenie,
• szablonów testów, których nie trzeba programować od początku,
• systemów pomiarowych, które w zależności od bieżącej potrzeby pozwalają pracować w trybie automatycznym lub ręcznym.

Paradoks polega na tym, że w wiele przedsiębiorstwach energetycznych zainwestowano w wyrafinowane oprogramowanie, ale nie ma czasu na należyte przeszkolenie pracowników. W rezultacie inżynierowie wykorzystują maksymalnie 20% możliwości systemów informatycznych, często powracając do metod ręcznego testowania, co przeczy celowi inwestycji.

Częste problemy związane z oprogramowaniem to m.in.:

• przekombinowane interfejsy użytkownika, wymagające wielokrotnych kliknięć w celu wykonania prostego zadania,
• sztywne sekwencje pomiarowe, nieodpowiednie do potrzeb diagnozowania usterek w rzeczywistym świecie,
• słabe możliwości pracy w trybie offline, co sprawia, że pracownicy wykonujący testy w odległych lokalizacjach czują się bezradni,
• niekompatybilność formatów plików w systemach pomiarowych różnych producentów,
• ograniczone możliwości dostosowania procedur pomiarowych do własnych potrzeb bez dobrej znajomości oprogramowania.

Ukryte koszty obecnego podejścia

Większość przedsiębiorstw nie zdaje sobie sprawy, ile kosztują wspomniane wyżej wyzwania, które wynikają ze zwielokrotnienia czasu testowania i błędów czy nieefektywności wykorzystania zasobów.

Zwielokrotnienie czasu testowania
Pomiar, który kiedyś trwał 30 minut, teraz standardowo trwa dwie godziny ze względu na:

• skomplikowaną konfigurację testów w zróżnicowanym środowisku inteligentnych elektronicznych urządzeń (IED),
• wymagania w zakresie dokumentacji,
• diagnozowanie problemów niestandardowych konfiguracji,
• konieczność koordynacji pracy różnych zespołów pracowniczych (IT, eksploatacja, zgodność z normami i regulacjami prawnymi).

Zwielokrotnienie błędów
Procedury ręczne wykonywane pod presją czasu prowadzą do:

• nieprawidłowych konfiguracji urządzeń pozostawionych po testowaniu,
• niekompletnych procedur pomiarowych,
• błędów w dokumentacji, które ujawniane są w audycie,
• powtórnych wizyt w miejscu pomiaru w celu skorygowania niedociągnięć.

Nieefektywność zasobów
Inżynierowie poświęcają coraz więcej czasu na zadania administracyjne, zamiast zająć się głownie pomiarami i analizą wyników.

Przeprowadź test załączony TUTAJ i sprawdź czy używany przez ciebie system pomiarowy oszczędza czas, czy spowalnia twoją pracę!

Co zatem można zrobić?

Naszą rolą nie jest postulowanie totalnej przemiany cyfrowej. Czego potrzebujesz, to stopniowa, modułowa modernizacja, która ułatwia wykonywanie zadań – szybciej i z mniejszą ilością błędów.

Rozpocznij od standaryzacji. Zanim zainwestujesz w nowe narzędzia, ustandaryzuj bieżące procedury. Zaprojektuj szablony dla typowych testów, które zafunkcjonują niezależnie od platformy oprogramowania.

Wyjdź koncepcyjnie poza obecny układ i wybierz narzędzia pomiarowe, które zintegrują się bezproblemowo z obecnie posiadanym sprzętem i procedurami – ale również porównaj rozwiązania, aby zapewnić najlepsze dopasowanie do twojego reżimu pracy oraz elastyczność wyboru w przyszłości.

Preferuj możliwość pracy sprzętu offline, ponieważ odległe stacje i problemy łączności to nie abstrakcja. Sprzęt pomiarowy musi pracować niezawodnie bez stałej łączności z siecią.

Systemy pomiarowe SMRT i FREHA

Odpowiedzią są systemy pomiarowe, takie jak SMRT i FREJA z oprogramowaniem RTMS, które zapewniają:

• ponad 400 gotowych do użycia szablonów testów,
• ręczne i zautomatyzowane pomiary dostępne alternatywnie z interfejsu użytkownika,
• wbudowane protokołowanie pomiarów – elastyczne narzędzia tworzenia raportów,
• pracę offline – doskonałe rozwiązanie w przypadku stacji z ograniczonym dostępem do sieci internetowej.

Nie musisz zmieniać wszystkiego. Potrzebujesz jedynie narzędzia, które wpisuje się w twój obecny reżim pracy – i pomaga wykonywać ją lepiej!

Chcesz zobaczyć, na czym stoisz?

Jeśli obawiasz się, że obecny reżim pracy w twoim dziale nie pozwala Ci pójść naprzód, mamy kilka sugestii, które mogą pomóc:

• rozbudowuj możliwości pomiarowe z uwzględnieniem starszych urządzeń automatyki zabezpieczeniowej, energetyki rozproszonej i przekaźników cyfrowych,
• wdrażaj ulepszenia stopniowo, nie zmieniaj wszystkiego jednocześnie, a rozpocznij od najbardziej czasochłonnych procedur pomiarowych,
• zbuduj zespół kilku inżynierów, z których każdy poradzi z testowaniem złożonych systemów zabezpieczeń, dzięku temu ograniczysz uzależnienie od jednego specjalisty i poprawisz elastyczność planowania zadań,
• utrzymuj silne relacje z dostawcami sprzętu pomiarowego, którzy rozumieją potrzeby i ograniczenia przedsiębiorstw energetycznych oraz zapewniają ciągłe wsparcie techniczne, nie kończąc współpracy po zrealizowaniu sprzedaży.

Jeśli chcesz dowiedzieć się więcej, zostaw do siebie kontakt a nasz ekspert odezwie się do Ciebie – SPRAWDŹ!

www.megger.com/pl