Errori comuni durante l'aggiornamento dei sistemi di protezione

Introduzione

Gli aggiornamenti degli schemi di protezione nelle sottostazioni di media tensione sono tra le attività di messa in servizio più impegnative dal punto di vista tecnico nell'ambito dell'ingegneria dei sistemi energetici, e tra le più frequentemente eseguite in modo errato. Il relè viene sostituito, le impostazioni vengono ricalcolate, il test di messa in servizio viene superato e la sottostazione viene rimessa in servizio. Tre mesi dopo si verifica un guasto e la protezione non funziona correttamente. L'indagine rivela che il relè era perfettamente specificato e correttamente impostato, ma i trasformatori di corrente che lo alimentano non sono mai stati rivalutati per verificarne la compatibilità con il nuovo schema di protezione e gli errori di misura che hanno causato il guasto della protezione erano presenti fin dal primo giorno di funzionamento dello schema aggiornato.

La risposta diretta è la seguente: gli errori più comuni e conseguenti negli aggiornamenti degli schemi di protezione non sono errori di impostazione dei relè, bensì errori di misurazione dei TA che si verificano perché gli ingegneri trattano l'installazione dei TA esistenti come un ingresso fisso e verificato al nuovo schema di protezione, anziché come un componente che deve essere rivalutato, testato e confermato in base ai requisiti di misurazione, alle caratteristiche di carico e alle richieste di prestazioni transitorie del nuovo relè, che sono quasi sempre diverse da quelle del relè da sostituire.

Per gli ingegneri che si occupano della protezione delle sottostazioni, i responsabili dei progetti di aggiornamento della media tensione e i team di messa in servizio responsabili degli aggiornamenti degli schemi di protezione, questa guida identifica tutti i principali errori di misurazione del TA che si verificano durante gli aggiornamenti degli schemi di protezione e fornisce la metodologia ingegneristica per evitarli.

Indice dei contenuti

• Perché i TA esistenti diventano incompatibili quando vengono aggiornati gli schemi di protezione?
• Quali sono gli errori di misurazione CT più pericolosi durante gli aggiornamenti dei sistemi di protezione?
• Come rivalutare correttamente le specifiche dei TA per gli aggiornamenti dei sistemi di protezione in media tensione?
• Come eseguire una verifica sicura delle misure CT durante i progetti di aggiornamento dei sistemi di protezione in tensione?
• Domande frequenti sugli errori di misurazione dei TA negli aggiornamenti dei sistemi di protezione

Perché i TA esistenti diventano incompatibili quando vengono aggiornati gli schemi di protezione?

L'ipotesi che i TA esistenti rimangano pienamente compatibili con un nuovo relè di protezione è l'errore fondamentale della maggior parte dei progetti di aggiornamento degli schemi di protezione. Sembra ragionevole: il rapporto del TA non è cambiato, la corrente primaria non è cambiata e il TA ha superato l'ultimo test di manutenzione. Ciò che è cambiato è il relè, che definisce l'ambiente di misura in cui il TA deve operare.

Ogni relè di protezione presenta un carico specifico sul circuito secondario del TA. Ogni relè di protezione ha specifici requisiti di prestazioni transitorie che determinano il fattore di limitazione dell'accuratezza del TA (ALF) necessario per il corretto funzionamento in condizioni di guasto. Ogni relè di protezione ha un algoritmo di misura specifico - RMS, fasore di frequenza fondamentale o rilevamento dei picchi - che interagisce in modo diverso con la distorsione della forma d'onda del secondario del TA. Quando il relè cambia, tutti e tre questi parametri cambiano simultaneamente e il TA esistente potrebbe non soddisfarne nessuno.

Parametri tecnici chiave che cambiano quando si sostituisce un relè di protezione:

• Onere secondario (VA)¹: I moderni relè di protezione numerica presentano un carico di 0,025-0,1 VA a 1 A di secondario, da dieci a quaranta volte inferiore al carico di 1-5 VA dei relè elettromeccanici che sostituiscono; questa drastica riduzione del carico modifica il punto di funzionamento del TA sulla sua curva di eccitazione e può causare un comportamento inaspettato del TA in condizioni di guasto.
• Fattore di limitazione della precisione (ALF)² requisito: La specifica di prestazione transitoria del nuovo relè definisce l'ALF minimo del TA richiesto per il corretto funzionamento durante la massima corrente di guasto; se l'ALF del TA esistente al carico del nuovo relè è inferiore a quello richiesto, il TA si saturerà prima che il relè possa prendere una decisione di protezione corretta.
• ALF effettivo a nuovo carico: ALF_effettivo = ALF_valutato × (Rct + Rburden_valutato) / (Rct + Rburden_attuale); la riduzione dell'onere del relè da 5 VA a 0,1 VA aumenta drasticamente l'ALF effettivo, il che sembra vantaggioso ma può causare il funzionamento del TA in una regione inaspettata della sua caratteristica di eccitazione.
• Compatibilità dell'algoritmo di misura: I relè elettromeccanici rispondono al valore efficace della forma d'onda della corrente secondaria, comprese tutte le armoniche e l'offset DC; i relè numerici estraggono il fasore della frequenza fondamentale utilizzando il filtraggio di Fourier - la forma d'onda secondaria del TA in condizioni di guasto deve essere compatibile con l'algoritmo di filtraggio specifico del relè
• Standard applicabili: IEC 61869-2³ (precisione del TA e ALF), IEC 60255-151 (requisiti dei relè di protezione dalle sovracorrenti), protezione differenziale del trasformatore⁴ requisiti (IEC 60255-187-1)

Il calcolo dell'ALF effettivo rivela una conseguenza critica e controintuitiva della sostituzione dei relè elettromeccanici ad alto carico con relè numerici a basso carico:

$ALF_{effettivo} = ALF_{valutato} \tempo \frac{R_{CT} + R_{burden,rated}}{R_{CT} + R_{burden,actual}}$

Per un TA nominale 5P20 con Rct = 2 Ω e carico nominale = 15 VA (15 Ω a 1 A):

• Con relè elettromeccanico originale a 5 VA (5 Ω): ALF_effettivo = 20 × (2+15)/(2+5) = 48.6
• Con un nuovo relè numerico a 0,1 VA (0,1 Ω): ALF_effettivo = 20 × (2+15)/(2+0,1) = 161.9

Il TA che funzionava a ALF 48,6 con il vecchio relè ora funziona a ALF 161,9 con il nuovo relè - molto al di sopra del punto di ginocchio della sua curva di eccitazione in condizioni di guasto, in una regione in cui il comportamento transitorio del TA è imprevedibile e in cui la forma d'onda secondaria può contenere una distorsione significativa che il filtro di Fourier del relè numerico non può elaborare correttamente.

Quali sono gli errori di misurazione CT più pericolosi durante gli aggiornamenti dei sistemi di protezione?

Gli errori di misurazione del TA per l'aggiornamento dello schema di protezione rientrano in due categorie: gli errori di specifica commessi durante la fase di progettazione, che creano incompatibilità prima dell'inizio dell'installazione, e gli errori di messa in servizio commessi durante l'esecuzione dell'aggiornamento, che introducono errori in un sistema altrimenti correttamente specificato.

Errore di capitolato 1: accettare il CT esistente senza rivalutare l'ALF a nuovo carico

L'errore di specifica più comune e più pericoloso. Il tecnico della protezione specifica il nuovo relè, calcola le impostazioni del nuovo relè e nota che il rapporto del TA esistente è invariato, quindi accetta il TA esistente senza ricalcolare il suo ALF effettivo al carico del nuovo relè.

La conseguenza è che il TA opera in un punto della sua caratteristica di eccitazione molto diverso con il nuovo relè rispetto al vecchio relè. Nel caso del relè numerico a basso carico descritto in precedenza, il TA può operare così tanto al di sopra del suo punto di ginocchio durante le condizioni di guasto che la forma d'onda della corrente secondaria è gravemente distorta, contenendo grandi componenti di offset DC e contenuto armonico da cui il filtro di Fourier del relè numerico non può estrarre correttamente il fasore fondamentale. Il relè non funziona, o funziona con una temporizzazione errata, oppure opera sulla componente distorta della forma d'onda anziché sulla corrente di guasto a frequenza fondamentale.

Errore di specifica 2: mancata corrispondenza dei nuclei CT tra le funzioni di protezione

I TA di media tensione contengono tipicamente più nuclei: nuclei separati per le funzioni di protezione e di misura, e talvolta nuclei separati per funzioni di protezione diverse. Durante l'aggiornamento di uno schema di protezione, è comune riassegnare i nuclei dei TA, ad esempio utilizzando un nucleo precedentemente dedicato alla protezione da sovracorrente per la nuova funzione di protezione differenziale.

L'errore di riassegnazione del nucleo: la protezione differenziale richiede nuclei di TA abbinati con errori di rapporto e spostamenti di fase identici su entrambi i lati dell'apparecchiatura protetta. L'utilizzo di un nucleo precedentemente ottimizzato per la protezione da sovracorrenti - con un ALF più elevato e una diversa caratteristica di eccitazione - su un lato di uno schema differenziale, mentre si utilizza un nucleo di misura standard sull'altro lato, crea una corrente differenziale permanente in condizioni di carico normale che il relè deve trattenere o interpretare erroneamente come un guasto interno.

Errore di specifica 3: ignorare la cronologia delle rimanenze della TC durante l'aggiornamento

Un TA che è stato in servizio per diversi anni in una sottostazione con una storia di eventi di guasto ha accumulato un flusso rimanente nel suo nucleo. Il flusso rimante sposta il punto di funzionamento del TA sulla sua curva B-H, aumentando la corrente di magnetizzazione, incrementando l'errore di rapporto e riducendo l'ALF effettivo al di sotto del valore di targa.

Durante l'aggiornamento di uno schema di protezione, non viene mai valutata la condizione del flusso rimante del TA esistente, perché la procedura di messa in servizio standard per la sostituzione di un relè non prevede la smagnetizzazione del TA e la verifica dell'accuratezza del rapporto. Il nuovo relè viene messo in funzione con un TA che potrebbe funzionare a 60-70% del suo ALF di targa a causa della rimanenza accumulata, una condizione che causerà la saturazione del TA prima di quanto previsto dall'algoritmo di protezione del nuovo relè.

Errore di capitolato 4: calcolo errato dell'onere secondario per il nuovo percorso dei cavi

Gli aggiornamenti dello schema di protezione comportano spesso la ricollocazione del relè di protezione, da un pannello locale adiacente al quadro a un pannello di protezione centralizzato in una sala di controllo remota, o da un relè montato su pannello a un relè numerico montato su rack con diverse posizioni dei terminali. Ogni spostamento modifica la lunghezza del cavo secondario e quindi la resistenza del circuito secondario, che cambia il carico secondario totale e quindi l'ALF effettivo.

Confronto: Errori di misurazione della TC in base alla gravità delle conseguenze

Tipo di errore	Metodo di rilevamento	Conseguenze se non rilevate	Gravità
ALF non ricalcolato al nuovo onere	Analisi della curva di eccitazione	Saturazione del TA durante il guasto - guasto della protezione	Critico
Riassegnazione del nucleo per il differenziale	Iniezione primaria5 test di equilibrio	Corrente differenziale permanente - funzionamento errato	Critico
Remanenza non valutata	Test del rapporto + smagnetizzazione	Riduzione dell'ALF effettivo - operazione ritardata	Alto
Onere non ricalcolato per il nuovo cavo	Misurazione dell'onere secondario	Riduzione ALF - saturazione con corrente di guasto inferiore	Alto
Polarità non verificata dopo l'aggiornamento	Test di polarità dell'iniezione primaria	Guasto del relè direzionale - decisione di intervento errata	Critico
Rapporto CT non confermato dopo la sostituzione del rubinetto	Misurazione del rapporto	Errore di impostazione di sovracorrente/sottocorrente - pickup errato	Alto

Caso cliente - Potenziamento della sottostazione di media tensione da 33 kV, cementificio, Nord Africa:
Un ingegnere addetto alla protezione di un cementificio ha contattato Bepto Electric dopo che un guasto alla sbarra aveva causato danni catastrofici a un quadro da 33 kV, danni che avrebbero dovuto essere limitati dal relè di protezione della sbarra installato come parte di un aggiornamento dello schema di protezione sei mesi prima. L'indagine successiva al guasto ha rivelato che il relè di protezione della sbarra non aveva funzionato durante il guasto. Il progetto di aggiornamento aveva sostituito i relè di sovracorrente elettromeccanici originali con un moderno relè numerico di protezione della sbarra, ma non aveva ricalcolato l'ALF effettivo dei TA esistenti al carico di 0,08 VA del nuovo relè. I TA esistenti, classificati 5P20 con Rct di 3 Ω, avevano un ALF effettivo di 187 al carico del nuovo relè, ben oltre il punto di ginocchio. Durante il guasto della sbarra, la forma d'onda secondaria del TA era gravemente distorta con grandi componenti di offset DC che il filtro di Fourier del relè numerico non era in grado di elaborare entro la sua finestra temporale di funzionamento. Il relè non è riuscito a estrarre un fasore di frequenza fondamentale valido prima che il suo timer interno azzerasse il ciclo di misura. La sostituzione dei TA con unità specifiche per applicazioni di relè numerici a basso carico, con un ALF controllato di 30 al carico secondario effettivo, ha risolto il problema della protezione. Il tecnico della protezione ha dichiarato: “Abbiamo aggiornato il relè alla tecnologia più moderna disponibile e ci siamo ritrovati con prestazioni di protezione peggiori rispetto ai relè elettromeccanici che abbiamo sostituito. Il problema era il TA, che non abbiamo mai considerato perché il rapporto non era cambiato”.”

Come rivalutare correttamente le specifiche dei TA per gli aggiornamenti dei sistemi di protezione in media tensione?

Una corretta rivalutazione dei TA per l'aggiornamento degli schemi di protezione richiede una metodologia strutturata in quattro fasi che considera il TA esistente come un componente non verificato finché non viene dimostrata la compatibilità con il nuovo schema di protezione.

Fase 1: Definizione dei requisiti di misura dei nuovi relè

Prima di valutare il TA esistente, caratterizzare completamente i requisiti di interfaccia del nuovo relè con il TA:

• Carico secondario alla corrente nominale: Ricavare dalle specifiche tecniche del produttore del relè - non l'onere nominale del relè, ma l'impedenza di ingresso effettiva alla corrente nominale del secondario del TA; i relè numerici moderni presentano 0,025-0,1 VA a 1 A, non gli 1-5 VA indicati come onere nominale
• Classe di precisione CT richiesta: Confermare se il nuovo relè richiede TA di Classe P (5P o 10P) o di Classe PX (definiti dalla tensione del punto di ginocchio e dalla corrente di magnetizzazione) - molti moderni relè di protezione differenziale e a distanza specificano requisiti di Classe PX che i TA di Classe P esistenti potrebbero non soddisfare
• Fattore di dimensionamento transitorio (Ktd): Per i relè con requisiti specifici di prestazioni transitorie, ottenere il Ktd richiesto dalle specifiche del relè - questo definisce la capacità transitoria minima del TA necessaria per il corretto funzionamento del relè durante i primi cicli di corrente di guasto.
• Algoritmo di misurazione: Confermare se il relè utilizza la misura RMS, l'estrazione del fasore di frequenza fondamentale o il rilevamento dei picchi: ogni algoritmo ha una diversa sensibilità alla distorsione della forma d'onda secondaria del TA in condizioni di guasto.

Fase 2: Ricalcolo dell'ALF effettivo al nuovo onere secondario

Applicare la formula ALF effettiva per ogni TA esistente nello schema di protezione aggiornato:

$ALF_{effettivo} = ALF_{valutato} \tempo \frac{R_{CT} + R_{burden,rated}}{R_{CT} + R_{burden,actual}}$

Dove:

• $R_{burden,actual}$ = impedenza di ingresso del relè + resistenza del cavo secondario (entrambi i conduttori) + qualsiasi altra impedenza in serie nel circuito secondario
• Confrontare ALF_effettivo con l'ALF richiesto dal nuovo relè - se ALF_effettivo supera il valore richiesto di oltre 3×, il TA può funzionare in una regione imprevedibile durante le condizioni di guasto; se ALF_effettivo è inferiore al valore richiesto, il TA si saturerà prima che il relè possa prendere una decisione di protezione corretta

Fase 3: verifica dell'assegnazione del nucleo del TA per ciascuna funzione di protezione

• Mappare i nuclei CT esistenti alle nuove funzioni di protezione: Documentare quale nucleo fisico del TA è collegato a ciascun ingresso del relè di protezione nello schema aggiornato.
• Verificare che la classe di precisione del nucleo corrisponda alla funzione di protezione: Nuclei di protezione (5P, 10P, Classe PX) per i relè di protezione; nuclei di misura (Classe 0,5, Classe 1) per la misurazione dei ricavi - non utilizzare mai un nucleo di misura per una funzione di protezione in uno schema aggiornato
• Verificare la corrispondenza del nucleo del TA differenziale: Per la protezione differenziale di trasformatori o sbarre, verificare che i nuclei dei TA su entrambi i lati dell'apparecchiatura protetta presentino errori di rapporto e spostamenti di fase corrispondenti - procurarsi i certificati di prova di fabbrica per entrambi i TA e confrontarli

Fase 4: valutazione delle condizioni della CT e dello stato di remangenza

• Esaminare la cronologia degli eventi di guasto: Ottenere i registri degli eventi del relè di protezione per i 3-5 anni precedenti; identificare tutti gli eventi di guasto in cui la corrente primaria del TA ha superato i 50% della corrente nominale di breve durata - ogni evento di questo tipo è un potenziale evento di accumulo di rimansioni
• Eseguire il test della curva di eccitazione: Confrontare la curva di eccitazione misurata con il certificato di prova di fabbrica; un punto di ginocchio spostato o un aumento della corrente di magnetizzazione nel punto di ginocchio confermano l'accumulo di flusso remanente.
• Eseguire la smagnetizzazione se la risonanza è confermata: Smagnetizzare prima di verificare l'accuratezza del rapporto: i risultati dei test di rapporto su un TA affetto da rimangiamento non sono rappresentativi delle reali prestazioni della classe di accuratezza del TA.
• Eseguire la verifica della precisione del rapporto dopo la smagnetizzazione: Confermare che l'errore di rapporto e lo spostamento di fase rientrino nei limiti della classe di precisione prima di accettare il TA per lo schema di protezione aggiornato.

Scenari di applicazione

• Aggiornamento del relè di sovracorrente da elettromeccanico a numerico: Ricalcolare l'ALF effettivo al nuovo carico del relè; verificare che l'ALF_effettivo sia compreso tra 2 e 5 volte l'ALF richiesto; valutare l'anamnesi di remissione; verifica obbligatoria della polarità dell'iniezione primaria.
• Aggiunta della protezione differenziale del trasformatore a un'installazione esistente di TA: Verificare la compatibilità del nucleo del TA di classe PX; eseguire il test di iniezione primaria del bilanciamento del circuito differenziale; confermare gli errori di rapporto abbinato sulle coppie di TA HV e LV.
• Aggiornamento della protezione a distanza sulla linea di trasmissione: Verificare la tensione del punto di ginocchio di classe PX rispetto alle specifiche del relè; ricalcolare l'onere secondario, compreso il nuovo percorso dei cavi verso il pannello del relè remoto; confermare la conformità Ktd.
• Aggiunta di protezione alle sbarre: Verificare che tutti i nuclei CT delle sbarre abbiano caratteristiche corrispondenti; calcolare il fattore di stabilità per le condizioni di guasto passante; la verifica della stabilità dell'iniezione primaria è obbligatoria prima della messa in tensione.

Come eseguire una verifica sicura delle misure CT durante i progetti di aggiornamento dei sistemi di protezione in tensione?

Fasi di verifica della misura CT sicura

1. Mettere in cortocircuito i circuiti secondari del TA prima di qualsiasi disconnessione del relè: Prima di scollegare qualsiasi circuito secondario del TA dal relè esistente, applicare dei collegamenti di cortocircuito ai terminali secondari del TA o alla morsettiera di test - il circuito aperto del secondario del TA sotto la corrente primaria crea un'alta tensione letale; il cortocircuito deve precedere qualsiasi scollegamento dei terminali del relè
2. Verificare l'integrità del collegamento di cortocircuito sotto carico: Dopo aver applicato i collegamenti di cortocircuito, verificare che la corrente secondaria scorra attraverso il collegamento di cortocircuito utilizzando una pinza amperometrica: un collegamento di cortocircuito che sembra collegato ma ha un contatto allentato è un pericolo di circuito aperto latente.
3. Eseguire la verifica del rapporto e della polarità prima di collegare il relè: Con il nuovo relè installato ma non ancora collegato al circuito secondario del TA, eseguire la verifica del rapporto di iniezione primaria e della polarità - confermare che il TA sta erogando la corrente secondaria corretta nella direzione corretta prima di collegarlo al nuovo relè
4. Verificare il carico secondario con il nuovo relè collegato: Misurare l'onere totale del circuito secondario con il nuovo relè collegato; confrontare con l'onere nominale del TA; confermare che il calcolo dell'ALF effettivo è coerente con l'onere misurato.
5. Eseguire il test di protezione funzionale prima di rimuovere i collegamenti di cortocircuito: Con il nuovo relè collegato e il circuito secondario del TA completo, eseguire il test funzionale dell'iniezione secondaria del relè - confermare il corretto funzionamento, la corretta temporizzazione e il corretto funzionamento del contatto di uscita prima di rimuovere i collegamenti di cortocircuito del circuito primario e tornare in servizio.

Errori comuni in materia di sicurezza durante l'aggiornamento dei sistemi di protezione

• Rimozione dei collegamenti di cortocircuito secondari del TA prima del completamento della riconnessione del relè: L'errore più pericoloso per la messa in servizio: anche un breve periodo con il secondario del TA aperto mentre scorre la corrente primaria crea un rischio di alta tensione sul terminale aperto; mantenere i collegamenti di cortocircuito fino a quando il circuito secondario completo non viene verificato come continuo.
• Esecuzione del test di iniezione secondaria senza verificare la continuità del circuito secondario del TA: L'iniezione secondaria testa il relè in modo isolato - non fornisce informazioni sull'integrità del circuito secondario del TA; un risultato positivo dell'iniezione secondaria non autorizza la rimozione dei collegamenti di cortocircuito secondari del TA senza la verifica dell'iniezione primaria.
• Omissione della verifica della polarità dopo l'aggiornamento dello schema di protezione: Qualsiasi modifica al circuito secondario del TA - nuovo cavo, nuova morsettiera, nuova assegnazione dei terminali del relè - crea la possibilità di un'inversione di polarità; la polarità deve essere verificata nuovamente mediante iniezione primaria dopo ogni modifica dello schema di protezione, e non deve essere assunta dal precedente verbale di messa in servizio.
• L'attivazione dello schema di protezione aggiornato senza una prova di guasto a stadi: Quando le condizioni operative della rete lo consentono, una prova di guasto a stadi - creando deliberatamente una condizione di guasto sul circuito protetto in condizioni controllate - è l'unico metodo che verifica l'intero schema di protezione, comprese le prestazioni del TA in condizioni di corrente di guasto effettiva

Conclusione

Gli aggiornamenti degli schemi di protezione creano incompatibilità di misura dei TA che sono invisibili ai test dei relè, alle procedure di messa in servizio standard e all'ispezione delle targhette, ma sono pienamente visibili quando il sistema di protezione non funziona correttamente e la sottostazione subisce il primo vero guasto dopo l'aggiornamento. Gli errori che causano questi guasti sono coerenti, prevedibili e del tutto evitabili: mancato ricalcolo dell'ALF effettivo al carico del nuovo relè, mancata rivalutazione delle assegnazioni dei nuclei dei TA per le nuove funzioni di protezione, mancata valutazione e correzione della rimanenza dei TA accumulata in anni di servizio e mancata verifica della polarità e dell'accuratezza dei rapporti dopo le modifiche del circuito secondario. Negli aggiornamenti degli schemi di protezione in media tensione, il TA non è un componente passivo che può essere ereditato dallo schema precedente senza una nuova valutazione: è un dispositivo di misura attivo la cui compatibilità con il nuovo relè deve essere dimostrata mediante calcoli, test e verifica dell'iniezione primaria prima che lo schema di protezione aggiornato sia ritenuto in grado di proteggere la sottostazione e il personale che vi lavora.

Domande frequenti sugli errori di misurazione dei TA negli aggiornamenti dei sistemi di protezione

1. Analisi dettagliata della resistenza totale nei circuiti secondari di protezione. ↩

2. Parametri tecnici che definiscono le prestazioni del TA in condizioni di guasto. ↩

3. Standard internazionale ufficiale per la precisione e le prestazioni dei trasformatori di corrente. ↩

4. Guida completa all'abbinamento dei nuclei CT per gli schemi differenziali. ↩

5. Standard di sicurezza industriale per la verifica dell'integrità del sistema di protezione. ↩