DOI 10.57112/22022-16

УДК 681.518.5

ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА И ДИАГНОСТИКИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НА ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫХ ОБЪЕКТАХ

Грибанов Алексей Александрович

Аннотация:

В статье рассмотрены вопросы внедрения автоматизированных систем мониторинга и диагностирования электрооборудования на электросетевых объектах. Выполнен анализ нормативной документации, регламентирующей требования к созданию, структуре и возможных конфигурациях рассматриваемых систем применительно к различным видам электрооборудования. Выявлены виды электрооборудования, применительно к которым сформулированы детальные требования при создании автоматизированных систем. Рассмотрены вопросы разработки технико-экономических обоснований с точки зрения экономической целесообразности внедрения рассматриваемых технических систем. Проанализированы возможности установки автоматизированных систем мониторинга и диагностики на новых электросетевых объектах и на уже эксплуатирующихся подстанциях. Показаны перспективы внедрения рассматриваемых систем при решении задач комплексной автоматизации и создания единых диспетчерских центров для управления группой электросетевых объектов на ограниченной территории.

Ключевые слова: электрооборудование, мониторинг, диагностирование, программно-технический комплекс, электроснабжение, технико-экономическое обоснование.

Одним из современных направлений развития интеллектуальных систем в электроэнергетике является создание и внедрение автоматизированных систем мониторинга и диагностики электрооборудования на электросетевых объектах [1]. Это стало логическим продолжением современной глобальной тенденции повсеместного внедрения информационных технологий в различных отраслях экономики и в различных технических устройствах для бытового применения. Но говорить о том, что здесь используются только информационные технологии неправильно.

В настоящее время введено в действие ряд нормативных документов на уровне стандартов организации. Наибольший интерес с точки зрения внедрения систем диагностики представляют следующие:

– СТО 56947007-29.240.35.270-2019 ПАО «ФСК ЕЭС» [2], посвящённый описанию технических требований к автоматизированным системам мониторинга и технического диагностирования комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией;

– СТО 34.01-12-001-2020 ПАО «Россети» [3], посвящённый описанию технических требований по оснащению силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше первичными датчиками контроля параметров при разработке и создании автоматизированных систем мониторинга и диагностирования трансформаторного оборудования.

Первый из упомянутых нормативных документов определяет функции автоматизированных систем мониторинга и диагностики электрооборудования и устанавливает конкретные требования к их конфигурации и структуре. Выделяется три уровня программно-технического комплекса рассматриваемой системы.

На первом уровне выполняется измерение диагностических параметров заданного типового перечня и диапазонов изменения с помощью датчиков. На втором уровне производится сбор и обработка информации, полученных от оборудования первого уровня программно-технического комплекса. На третьем уровне собирается вся информация о различных распределительных устройствах электросетевого объекта. Важной является реализация функций обмена информацией с другими системами управления технологическим процессом передачи электроэнергии, а также накопления информации о техническом состоянии диагностируемого электрооборудования.

Второй нормативный документ содержит аналогичную информацию для маслонаполненных силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше. Но требования могут применяться и для трансформаторов классов напряжения 6-20 кВ (в нормативном документе указывается, что приведена справочная информация).

Не вдаваясь в технические подробности, которых в анализируемых нормативных документах приводится довольно много, предположим, что сформированы исчерпывающие технические требования к реализации автоматизированных систем мониторинга и диагностики основных типов комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией и трансформаторно-реакторного оборудования.

Помимо перечисленных групп оборудования действующей редакцией «Объём и нормы испытаний электрооборудования» [4] предусматривается возможность реализации автоматизированных систем мониторинга и диагностики для следующих видов оборудования:

– коммутационных аппаратов;

– воздушных линий электропередач;

– кабельных линий.

При этом в нормативном документе сформулированы лишь общие принципы и определены методы диагностики, которые должны предусматриваться при реализации автоматизированных систем мониторинга и диагностирования. Никакой конкретной информации о технических параметрах, диапазонах их изменения и точности измерения в нормативном документе не приводится.

Под перечисленные выше требования производители автоматизированных систем управления и программного обеспечения сформировали свои предложения, которые включаются в перечень аттестованного и сертифицированного оборудования на уровне групп электросетевых компаний, а также в реестры программного обеспечения. Поэтому будем считать, что предложение сформировано, может быть адаптировано к использованию применительно к конкретному оборудованию электросетевого объекта.

Все перечисленные нормативные документы не устанавливают обязательность использования рассматриваемых автоматизированных систем. Техничес­ким руководителям электросетевых предприятий только рекомендуется устанавливать системы при наличии соответствующего технико-экономического обоснования.

Поэтому и встаёт вопрос: а есть ли перспективы у массового внедрения систем мониторинга и диагностирования на электросетевых объектах? Безусловно, на крупных подстанциях с большим количеством мощного оборудования, выход из строя которого сопряжён с колоссальными объёмами ущерба, внедрение таких систем жизненно необходимо. И оно ведётся. Но количество подстанций с установленными автоматизированными системами мониторинга и диагностирования не велико.

Принятие решений о внедрении различных технических систем на электросетевых предприятиях связано с обоснованием таких проектов в рамках инвестиционных программ развития на ближайшее время. Поэтому при составлении инвестиционной программы в первую очередь закладываются решения, позволяющие обеспечить модернизацию основного технологического оборудования, для которого критически важна замена на новое для дальнейшего бесперебойного электроснабжения потребителей. При этом, как правило, решается задача комплексной реконструкции целого объекта с установкой нового оборудования.

Рассмотренные нормативные документы регламентируют необходимость наличия на вновь монтируемом основном оборудовании технологической возможности установки датчиков систем мониторинга и диагностики в ходе дальнейшей эксплуатации. Это требование вполне объяснимо соображениями о том, что новое оборудование должно довольно долго работать без каких-либо вмешательств со стороны эксплуатационного персонала. Но через некоторое время воздействие условий эксплуатации себя покажет и возможно возникновение дефектов и других нарушений в работе технологического электрооборудования. Поэтому и закладывается возможность отложенной во времени установки систем мониторинга и диагностирования электрооборудования.

Но как быть с уже эксплуатирующимся оборудованием с большой выработкой ресурса? В таких случаях можно идти и традиционным путём, согласно которому выполняются предусмотренные системой планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта регламентированные работы, и путём внедрения автоматизированных систем мониторинга и диагностики электрооборудования с последующим переходом на систему технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию оборудования.

Но дело опять упирается в технико-экономическое обоснование и ограниченность ресурсов инвестиционной программы. В качестве обоснования целесообразности внедрения автоматизированных систем мониторинга и диагностики электрооборудования стоит помнить о решении задач комплексной автоматизации группы подстанций, сосредоточенных на небольшой площади. Например, в городе средней величины. В этом случае целесообразным представляется решение, в соответствии с которым предусматривается установка пульта диспетчера только в одном месте для группы подстанций. Современные технологии предоставляют широкие возможности реализации дистанционного управления несколькими объектами из одного центра. Поэтому если стоит задача перехода на подстанции без дежурного персонала, то её решение может включать в себя помимо монтажа оборудования для дистанционного управления подстанцией дополнительную установку оборудования для контроля технического состояния технологического электрооборудования. Как уже отмечалось выше, в этом случае могут быть решены задачи перехода на другую систему планирования технического обслуживания и ремонта, что позволит сократить ремонтный персонал. Собственно сокращение заработной платы персонала и является почти единственным «противовесом», за счёт которого можно доказывать экономическую эффективность проекта модернизации электросетевого объекта.

Поэтому внедрение автоматизированных систем мониторинга и диагностики электрооборудования идёт очень малыми темпами на объектах электросетевых организаций. На объектах электроэнергетики, принадлежащих другим организациям, вероятность внедрения таких систем определяется лишь наличием воли у руководства этих организаций. В общем случае расходы на эксплуатацию систем электроснабжения в настоящее время не находятся в приоритете структуры затрат. Тем не менее, в случае аварии, когда возникает ущерб от недовыпуска продукции и расстройства сложного технологического процесса, о необходимости вложений в эти системы вспоминают и есть шанс на установку современных систем управления производственными процессами и контроля состояния электрооборудования.

Установка автоматизированных систем мониторинга и диагностирования электрооборудования призвана прежде всего решать задачи обеспечения надёжного электроснабжения потребителей, автоматизированного получения информации в реальном времени при работе оборудования под рабочим напряжением и своевременного принятия решений для изменения состояния и конфигурации электрических сетей для предотвращения аварийных ситуаций и управляемого вывода электрооборудования из работы при опасности их возникновения. Поэтому пока внедрение таких систем упирается в чисто экономические препятствия, но не исключено в перспективе по мере роста стоимости электроэнергии и других энергетических ресурсов постепенное повышение возможностей по реализации проектов модернизации за счёт накопления опыта эксплуатации автоматизированных систем.

Нужно также учитывать, что существуют регламентированные параметры, измерение которых при реализации систем является обязательным. Но даже в нормативных документах упоминается возможность накопления опыта эксплуатации систем с вероятностью отказа от использования отдельных параметров в перспективе. Это позволит упростить системы и снизить их стоимость, что сразу сделает их более доступными для установки на электросетевых объектах. К тому же не исключено введение в практику мониторинга и диагностирования новых методов и сравнительно простых технических средств регистрации параметров технического состояния электрооборудования, что так же позволит снизить стоимость систем.

Всё это делает актуальной разработку и внедрение автоматизированных систем мониторинга и диагностирования технического состояния электрооборудования при дальнейшем развитии информационных технологий и получения информации о техническом состоянии электрооборудования на основе новых физических принципов.

Список используемой литературы

1. Казаков, М. С. Обзор интеллектуальных систем диагностирования электрооборудования / М. С. Казаков, И. В. Давиденко // Труды первой научно-технической конференции молодых ученых Уральского энергетического института, Екатеринбург, Россия, 16-20 мая 2016 г. — Екатеринбург : [УрФУ], 2016. — С. 240-243.

2. СТО 56947007-29.240.35.270-2019 Автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования КРУЭ. Общие технические требования. / Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС». Дата введения: 04.07.2019. Режим доступа: https://www.fsk-ees.ru/upload/STO_56947007-29.240.35.270-2019.pdf  (дата обращения: 10.09.2022).

3. СТО 34.01-12-001-2020 Технические требования по оснащению силовых трансформаторов 35 кВ и выше первичными датчиками контроля автоматизированных систем мониторинга и технического диагностирования / Стандарт организации ПАО «Россети». Дата введения: 06.10.2020. Режим доступа:

https://www.rosseti.ru/investment/standart/corp_standart/doc/СТО%2034.01-12-001-2020.pdf (дата обращения: 10.09.2022).

4. СТО 34.01-23.1-001-2017 Объём и нормы испытаний электрооборудования / Стандарт организации ПАО «Россети». Дата введения: 29.05.2017. Режим доступа: https://rosseti.ru/investment/standart/corp_standart/doc/34.01-23.1-001-2017.pdf (дата обращения: 10.09.2022).

Информация об авторе

Грибанов А. А., к. т. н., доцент, доцент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул.

-