Автоматизированные системы мониторинга и технического диагностирования КРУЭ, силовых трансформаторов, высоковольтных выключателей и кабельных линий. Системы контроля утечки элегаза в рабочей зоне. Датчики, шкафы сбора и обработки данных, программное обеспечение — собственная разработка и производство в России.
Инженер редко ищет прибор по названию. Он ищет решение своей задачи. Выберите ситуацию — попадёте сразу в нужный раздел.
Нужно обоснование со ссылкой на действующий пункт нормативного документа.
Нужно основание продолжить эксплуатацию вместо капитальных затрат.
Нужно понять скорость утечки и время до срабатывания сигнализации.
Нужно документально подтвердить состояние оборудования.
Нужны исходные данные, чертежи и таблица сигналов, а не переписка с отделом продаж.
Нужны монтажные решения, программа наладки и протоколы для приёмки.
Это разные системы, разные нормативные основания и разные задачи. Мы производим оба направления и поставляем как по отдельности, так и одним комплектом.
Автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования. Смотрит внутрь оборудования и говорит, когда оно откажет.
СКУЭ. Смотрит в воздух помещения и говорит, можно ли туда входить человеку.
Разница в одном предложении. АСМД смотрит внутрь оборудования и говорит, когда оно откажет. СКУЭ смотрит в воздух помещения и говорит, можно ли туда входить. Оба требования обязательны и закрываются разными приборами.
Автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования. Смотрит внутрь высоковольтного оборудования и отвечает на вопрос: в каком оно состоянии сейчас и когда откажет. КРУЭ, силовые трансформаторы, выключатели ОРУ, кабельные линии. Применяется на подстанциях, ГПП, РП и распределительных пунктах сетевых, генерирующих и промышленных предприятий.
Планово-предупредительный ремонт устроен по календарю: вскрыли, посмотрели, закрыли, ждём следующего срока. Между этими датами оборудование живёт без наблюдения. Дефект изоляции развивается месяцами, утечка элегаза идёт неделями, ресурс выключателя вырабатывается за одно отключение тока короткого замыкания — и ничего из этого календарь не видит.
Выключатель обязан сработать в момент аварии. До этого момента состояние привода и контактов не наблюдается никем.
Регламент вскрывает аппарат, у которого не выработан ресурс, и не вскрывает тот, что отработал десятки отключений КЗ.
Оборудование с низким индексом технического состояния формально подлежит замене, даже если фактически работоспособно.
Пять ключевых оснований. Полный перечень из тридцати с лишним документов — в разделе «Нормативы».
| Документ и пункт | Что требует | Что закрывает АСМД |
|---|---|---|
| Единая техническая политика ПАО «Россети»№492 от 29.04.2022, п. 2.1.5.1 | Все модули КРУЭ должны быть малообслуживаемыми; КРУЭ должны быть укомплектованы АСМД непрерывного контроля. | АСМД непрерывного контроля газовой системы, коммутационного аппарата, изоляции и блокировок. |
| Оборудование с исчерпанным ресурсом№492, п. 3.4.1.7 | Для оборудования с ИТС ≤ 50 ограничения эксплуатации могут быть сняты при установке АСМД и применении диагностики под рабочим напряжением. | Юридическое основание продолжить эксплуатацию вместо замены. Ключевой аргумент для инвесткомитета. |
| АСМД КРУЭ. Общие технические требованияСТО 56947007-29.240.35.270-2019 | Распространяется на АСМД КРУЭ 110–750 кВ, применяется на всех этапах жизненного цикла: проектирование, СМР и наладка, ввод, эксплуатация. | Соответствие на каждом этапе — от исходных данных для ПД до протоколов ПСИ и регламента ТО. |
| Диагностика и система мониторинга КРУЭСТО 56947007-29.240.35.184-2014, п. 5.8 | Контроль главной токопроводящей цепи, изоляции и уровня ЧР, газовой системы, блокировок, механических параметров и приводов, ресурсных характеристик, вторичных цепей и обогрева. | Все семь групп закрыты функционалом системы — см. раздел «Что измеряет». |
| Готовность к отопительному сезонуПостановление Правительства РФ №543 от 10.05.2017 | Оснащение силовых трансформаторов 110 кВ и выше с ИТС менее 50 системами удалённого мониторинга и диагностирования. | АСМД трансформаторного оборудования с удалённым доступом и отчётностью. |
Мы не публикуем универсальных сроков окупаемости — они не выдерживают проверки на техническом совете. Ниже статьи, по которым считается эффект на конкретном объекте, с раскрытием допущений.
При ИТС ≤ 50 п. 3.4.1.7 Техполитики №492 позволяет снять ограничения эксплуатации при установленной АСМД. Разница между стоимостью системы и стоимостью нового аппарата — на порядок.
Отказ от вскрытия аппаратов с невыработанным ресурсом, сокращение выездов на течеискание, планирование ремонта в плановое окно вместо аварийного.
Стоимость одного тяжёлого отказа с пожаром или взрывом ввода несопоставима со стоимостью системы. Считается по вашей категории надёжности и последствиям отказа.
Для генерирующих компаний основная статья: часы простоя блока или присоединения. Внеплановый вывод превращается в плановый за счёт прогноза времени до ремонта в днях.
Часть параметров, которые снимаются вручную при обходах и измерениях, система снимает непрерывно и без вывода оборудования из работы.
Расчёт ИТС по Приказу Минэнерго № 676 и архив за весь срок службы — доказательная база при проверках и при разборе технологических нарушений.
Расчёт стоимости владения и окупаемости выполняем по вашему объекту с учётом класса напряжения, числа присоединений, категории надёжности и последствий отказа. Результат — диапазон с указанием чувствительности к допущениям, а не одна цифра. Подробнее об услуге ниже →
По данным международных обследований надёжности CIGRE, около 66% крупных отказов КРУЭ приходится на первичную диэлектрическую подсистему — твёрдую и газовую изоляцию, соединения проводников и вводы. У трансформаторов наибольший вклад дают обмотки, а доля отказов, связанных с высоковольтными вводами, выросла примерно на 10% — и такие отказы часто сопровождаются пожаром и взрывом.
Приведённые доли относятся к международным выборкам оборудования разных производителей и не характеризуют конкретный объект. Оценка вашего оборудования выполняется по фактическим данным.
Построена по СТО 56947007-29.240.35.270-2019 и СТО 56947007-29.200.10.011-2008. Уровень поля, уровень шкафов сбора данных, уровень сервера и АСУ ТП.
Объём определяется на этапе заполнения карты заказа и требованиями заказчика.
Устанавливаются в непосредственной близости от контролируемого оборудования.
Реализуется на программно-технических средствах объекта.
Разверните группу — увидите не рекламу, а перечень контролируемых параметров с привязкой к документу.
СКУЭ в рабочей зоне. Смотрит не в оборудование, а в воздух помещения, и отвечает на вопрос: можно ли туда входить человеку. Залы КРУЭ и ЗРУ, кабельные помещения под ними, склады баллонов с элегазом — на подстанциях, ГПП и РП.
Чистый SF₆ нетоксичен и отнесён ГОСТ к малоопасным веществам четвёртого класса. Проблема в другом: он в пять раз тяжелее воздуха и разлагается под дугой. Оба следствия развиваются без запаха, цвета и предупреждающих симптомов.
Элегаз стекает в приямки, кабельные каналы и подвалы под залом КРУЭ. Верхняя вытяжка его не удаляет.
Выше этой температуры образуются низшие фториды и соединения серы — SO₂ и HF.
2 класс опасности, ПДК рабочей зоны 0,5 мг/м³ (0,61 ppm). Легче воздуха, M = 20 г/моль.
3 класс опасности, ПДК 10 мг/м³ (3,81 ppm). В 2 раза тяжелее воздуха, M = 64 г/моль.
Ни на одном этапе у человека нет предупреждающего сигнала. Газ без запаха, цвета и вкуса, слизистые он не раздражает. Организм не распознаёт нехватку кислорода — он реагирует на избыток углекислого газа, а его в такой атмосфере нет.
| Документ и пункт | Что требует | Как закрывается |
|---|---|---|
| Правила технической эксплуатацииПТЭЭС, п. 5.4.4 и 5.4.26 · Приказ Минэнерго №1070 от 04.10.2022 | Установка газоанализаторов элегаза в помещениях КРУ и ЗРУ с элегазовой изоляцией на высоте 10–15 см от уровня пола, с сигнализацией и включением приточно-вытяжной вентиляции. | ИК-датчики SF₆ на регламентированной высоте, релейный и цифровой пуск вентиляции, светозвуковое оповещение. |
| Гигиенические нормативыГН 2.2.5.3532-18 | Предельно допустимая концентрация элегаза в воздухе рабочей зоны — 5000 мг/м³. | Измерительный канал с диапазоном и порогами, привязанными к ПДК. Свидетельство об утверждении типа СИ и первичная поверка. |
| Требования к КРУЭ 110 кВ и вышеСТО 56947007-29.240.35.184-2014 | Аварийная вытяжная вентиляция включается по сигналу газоанализатора при превышении ПДК в зале КРУЭ, помещении хранения баллонов и кабельных помещениях под залом. | Расчёт точек контроля по всем трём типам помещений, а не только по залу. |
| Пороги сигнализацииСТО 56947007-29.240.35.184-2014 | При 10 % ПДК — предупредительная сигнализация дежурному. При концентрации более 5000 мг/м³ — автоматический пуск приточно-вытяжной вентиляции, сигнализация дежурному, звуковое и световое оповещение в залах КРУЭ и перед входами. | Двухпороговая логика с раздельными уставками, вывод на щит дежурного, оповещатели в зале и перед входом, передача в АСУ ТП. |
| Требования к установке газоанализаторовТУ-газ 86, утв. 30.04.1986, действует | Порядок установки сигнализаторов и газоанализаторов в производственных помещениях и на открытых установках, физико-химические свойства газов, пересчёт единиц концентраций, схемы размещения датчиков. | Методическая основа при обосновании мест установки. Область применения документа — нефтепереработка и нефтехимия, поэтому на энергообъектах применяется совместно с ПТЭЭС и СТО ...184-2014, а не вместо них. |
| Диагностика элегазового оборудованияСТО 34.01-23-005-2019 | Методы диагностирования и критерии оценки технического состояния элегазового оборудования 6–750 кВ, контроль герметичности и наличия утечки, рекомендуемая периодичность. | Обосновывает не только систему, но и регламент её применения. |
| Экологическая безопасностьСТО 56947007-29.240.01.218-2016 | Требования к проектированию с учётом экологической безопасности. Элегаз относится к парниковым газам, утечки подлежат учёту. | Количественный учёт утечек по трендам — документальное подтверждение герметичности для экологической отчётности. |
Это система охраны труда, а не система оптимизации затрат. Основной эффект — предотвращение несчастного случая и снятие юридических последствий, которые за ним следуют.
Без работающей системы контроля и автоматического пуска вентиляции помещение с элегазовым оборудованием формально не соответствует ПТЭЭС. Это выявляется при проверке и при расследовании любого происшествия.
Последствия для организации и должностных лиц несопоставимы со стоимостью системы. Архив концентраций и срабатываний — доказательная база того, что требования выполнялись.
При подозрении на утечку без приборного контроля работы в помещении останавливаются до выяснения. Непрерывный контроль снимает неопределённость за секунды.
Элегаз — дорогой газ и парниковый газ одновременно. Тренды концентрации и плотности дают количественную картину потерь для экологической отчётности.
Аварийная вытяжка включается по сигналу датчика, а не работает непрерывно «на всякий случай». Это прямая экономия на электроэнергии и ресурсе оборудования.
Раздел с обоснованием количества и мест установки датчиков со ссылками на действующие пункты НТД проходит экспертизу без замечаний по нашей части.
Разрез зала КРУЭ. Норматив требует контроля в трёх типах помещений, ПТЭЭС задаёт высоту установки.
Верхняя вытяжка тяжёлый газ не удаляет — этим объясняется требование к нижней зоне. При достижении 10 % ПДК выдаётся предупредительная сигнализация дежурному; при превышении ПДК автоматически запускается приточно-вытяжная вентиляция, включается звуковое и световое оповещение в зале и перед входами.
Три уровня — от первичного датчика до автоматизированного рабочего места. Каждое изделие поставляется отдельно и совместимо с оборудованием любых производителей.
Непрерывное измерение абсолютного давления, температуры и влажности газа с вычислением плотности, точки росы и точки замерзания. Несколько чувствительных элементов и плата цифровой обработки в неразборном корпусе. Электроника компенсирует колебания давления от внешнего теплового воздействия.
| Параметр | Диапазон | Погрешность |
|---|---|---|
| Температура | −40…+85 °C / −60…+85 °C | ± 0,25 °C |
| Давление, абс. | 0…6 / 0…12 / 0…16 / 0…22 бар | ± 0,25 % |
| Плотность | 0…60 / 120 / 160 / 220 кг/м³ | ± 0,4 % |
| Точка росы | −60…+60 °C | ± 3 °C |
Измеряемые среды: SF₆, CF₄, O₂, CO₂, N₂, Ar и газовые смеси нового поколения. Стабильность от 0,05 до 0,5 % диапазона в год в зависимости от параметра. Исполнения с обогревом — для наружной установки и ОРУ.
Применяется: АСМД КРУЭ и выключателей ОРУ
Взрывозащищённый корпус со степенью защиты IP68, цифровая индикация концентрации, сменный интеллектуальный сенсор-модуль. Устанавливается на высоте 10–15 см от уровня пола по требованию ПТЭЭС.
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Диапазон измерения | 0…6000 мг/м³ (ПДК 5000 мг/м³) |
| Пороги | Три релейных порога + реле неисправности |
| Каналы | До 4 газов одновременно: SF₆, O₂, SO₂, HF |
| Интерфейсы | 4–20 мА, Modbus RTU, HART; опционально LoRaWAN, NB-IoT |
| Степень защиты | IP68, отдельный клеммный отсек, кабельные вводы под 45° |
Обслуживание без остановки контроля. Сенсор-модуль меняется за минуты: отвинтить переднюю крышку, извлечь модуль, установить новый. Без вскрытия корпуса, без снятия питания системы, без вызова специалиста на несколько часов. Вводы под 45° исключают провисание кабеля и скопление конденсата.
Расширенная самодиагностика: питание, сенсор, связь, память. Средство измерения поставляется со свидетельством об утверждении типа СИ и первичной поверкой.
Применяется: СКУЭ
Устанавливается в непосредственной близости от контролируемого оборудования. Собирает сигналы датчиков присоединения, выполняет первичную обработку и расчёт, ведёт самодиагностику и передаёт данные на верхний уровень.
Применяется: АСМД всех типов оборудования
Центральный прибор системы контроля утечки элегаза. Опрашивает газоанализаторы помещения, отображает концентрацию по каждому каналу, управляет вентиляцией и оповещением.
Применяется: СКУЭ
Центральный узел системы: сервер, коммутатор, автоматизированное рабочее место. Программное обеспечение ведёт расчётно-аналитические модели, архивы за весь срок службы оборудования и формирует заключение о техническом состоянии.
Применяется: АСМД и система контроля элегаза
Материалы предоставляются любой обратившейся организации на одинаковых условиях. Отвечаем на технические запросы в объёме, необходимом для разработки раздела. Проектные решения принимает проектировщик.
Большая часть работы находится до отгрузки и после ввода. Оказываем по отдельному договору либо в составе комплексной поставки.
Технический облик системы под конкретный энергообъект.
Документ, с которым идут на технический совет и инвесткомитет.
Считается по вашему объекту, а не по универсальной табличке.
Оценочный документ для планирования бюджета и графика.
Выдаётся заранее, а не пишется в ночь перед приёмкой.
Обучение на смонтированной системе, на вашем объекте.
| Этап | Что выполняем | Что вы получаете |
|---|---|---|
| Предпроектная проработка | Обследование объекта, расчёт объёма контролируемых параметров, укрупнённая оценка стоимости, расчёт эффекта по конкретному объекту. | Техническая концепция, укрупнённая оценка стоимости, расчёт эффекта с раскрытием допущений. В рамках преддоговорной проработки, без обязательств сторон. |
| Проектирование | Инженерная поддержка проектной организации, ответы на технические запросы в объёме, необходимом для разработки раздела. | Исходные технические данные, типовые технические требования, чертежи DWG и 3D, таблица сигналов, файлы ICD/SCD, сертификаты и свидетельства о типе СИ. |
| Производство и поставка | Изготовление и сборка под конкретный объект, заводские испытания ПТК с участием представителя заказчика по СТО 56947007-25.040.40.160-2013. | График поставки, паспорта и руководства, акт входного контроля, протоколы заводских испытаний. |
| Монтаж и наладка | Шефмонтажное сопровождение, инструктаж монтажников, пусконаладочные работы, настройка уставок под объект, интеграция с АСУ ТП. | Исполнительная документация, настроенные уставки, проверка обмена по каждому сигналу. |
| Приёмка | Приёмо-сдаточные испытания с оформлением протоколов, обучение персонала с выдачей документа об обучении. | Протоколы ПСИ, акт ввода, удостоверения персонала. |
| Эксплуатация | Регламентное ТО по графику, поверка средств измерений, удалённый разбор трендов и архивов инженером, поставка ЗИП. | Регламент ТО, график поверки, квартальный отчёт о техническом состоянии, горячая линия. |
Курсы повышения квалификации проводятся совместно с лицензированным учебным центром ЦНТИ «Прогресс» — с выдачей удостоверения установленного образца.
Образовательную услугу и документ об обучении оказывает лицензированный учебный центр, мы отвечаем за техническое содержание прикладных модулей.
Мы не изображаем универсальность. Системы MOST поставляются отдельно от первичного оборудования и совместимы с КРУЭ, трансформаторами и выключателями любых производителей. Совместная поставка возможна по решению заказчика и не является условием приобретения ни одной из позиций.
Taikai Electric Group основана в 1964 году, 12 предприятий, продукция до 550 кВ, поставки в Казахстан, Монголию, Узбекистан, Индию, Турцию и Россию.
Реинжиниринг узлов импортного силового оборудования и полный цикл электролабораторных испытаний.
Российский производитель оборудования по работе с элегазом. Более 20 лет, свыше 1000 проектов, включая объекты атомной энергетики.
Замкнутый цикл. АСМД фиксирует рост частичных разрядов или падение плотности → выезжает электролаборатория и локализует дефект → выполняется реинжиниринг узла вместо замены аппарата, а газовая часть закрывается откачкой, очисткой и заправкой. Вы платите за узел, а не за новое КРУЭ.
Сведения о партнёрах приведены по данным их официальных сайтов. Состав и условия совместных работ определяются отдельными соглашениями по каждому проекту. Взаимодействие с партнёрами не ограничивает право заказчика привлекать иные организации.
Мы работаем с заказчиками, проектными институтами и подрядчиками одновременно. Чтобы это не создавало вопросов ни у одной из сторон и ни у контролирующих органов, правила зафиксированы открыто.
Мы не разрабатываем техническое задание закупки заказчика и не формируем требования, ограничивающие круг участников. Наши материалы носят справочный и технический характер.
В типовых технических требованиях указываются контролируемые параметры, точность, протоколы и условия эксплуатации — без торговых марок, артикулов и наименований производителей.
Исходные технические данные, чертежи, таблица сигналов и разрешительные документы предоставляются любой обратившейся организации на одинаковых условиях.
Системы поставляются отдельно от первичного оборудования и совместимы с оборудованием любых производителей. Совместная поставка — только по решению заказчика.
Любой расчёт объёма, стоимости владения или окупаемости передаётся с методикой и перечнем допущений. Универсальных цифр эффекта не публикуем.
Каждое утверждение о необходимости системы сопровождается указанием документа и пункта. Соответствие подтверждается сертификатами, а не заявлениями на сайте.
Нормативные требования, инструменты расчёта, словарь терминов и разборы отказов. Материалы предоставляются любой обратившейся организации на одинаковых условиях.
Отберите материалы по типу оборудования или по вашей роли на объекте.
Онлайн-калькуляторов для энергетики в рунете много, но все они про азы: витки трансформатора, сечение кабеля, ток КЗ. Для оборудования 110 кВ и выше и для диагностики нет ничего. Это те расчёты, которые инженер делает регулярно — и каждый раз заново, вручную или в чужой таблице.
Состав системы по вашей конфигурации: датчики плотности по газовым отсекам, датчики ЧР, каналы ресурса выключателя, число шкафов сбора данных и ориентировочный объём сигналов ТС и ТИ для АСУ ТП.
Манометр в мороз показывает падение давления. Это утечка или температура? Вводите показание манометра и температуру — получаете приведённую плотность и ответ, вышли вы за уставку или нет.
Задача каждого зимнего обхода. Считать вручную по уравнению состояния никто не будет.
Вводите концентрации метана, этилена и ацетилена из протокола хроматографии — получаете зону дефекта на диаграмме с расшифровкой.
Нужен при каждом протоколе анализа газов в масле. Ручное построение треугольника — работа на полчаса.
Вводите тип оборудования, класс напряжения и дату последних испытаний — получаете дату следующих с указанием пункта документа, которым установлена периодичность.
Составляется раз в год по всей подстанции и сверяется постоянно.
мг/м³ ↔ ppm ↔ объёмные доли для SF₆, O₂, SO₂, HF с приведением к нормальным условиям.
Расхождение единиц в задании и в настройке прибора — частая причина замечания при приёмке.
Расчёт ИТС по методике Приказа Минэнерго России от 26.07.2017 № 676 с расшифровкой и выгрузкой в PDF.
Считают в блокноте, в чужой таблице или на глаз. Оба инструмента ниже рабочие: ничего скачивать и регистрироваться не нужно.
Введите концентрации из протокола хроматографии. Единицы любые — важно соотношение. Метод Дюваля, треугольник 1 для минерального масла.
Треугольник Дюваля не заменяет заключение специалиста и применяется вместе с другими методами интерпретации — в том числе с методом РД 153-34.0-46.302-00. Результат достоверен при значимых концентрациях газов: если все три близки к нулю, точка на диаграмме не имеет физического смысла.
Нормативы задают ПДК в мг/м³, приборы часто показывают ppm. Соотношение зависит от молярной массы газа и от условий приведения.
Расхождение единиц в техническом задании и в настройке прибора — частая причина замечания при приёмке. Всегда указывайте в задании единицы и условия приведения.
Инструменты выше — это то, за чем возвращаются сами. Рассылка — про другое: про изменения, которые невозможно отследить в одиночку, но за которые спрашивают. Ни одной новости о компании в ней не будет.
Главная причина подписаться. За обновлениями СТО и Технической политики не следит никто, а спрашивают за них на приёмке и при проверке.
Один реальный механизм отказа за выпуск: как развивался дефект, что можно было увидеть заранее и каким параметром.
За что реально возвращают разделы и что выписывают в предписаниях по нашей части.
Запуск нового калькулятора или обновление существующего — с примером расчёта на реальных цифрах.
Даты формирующихся групп по четырём модулям. Мест в группе ограниченное количество, подписчики узнают первыми.
Не будет писем «мы выиграли тендер», «мы были на выставке», «поздравляем с праздником».
Раз в две недели. Изменения в нормативах, разбор отказа, практика экспертизы, новые инструменты и даты обучения. Напишите, какое направление вам ближе — так выпуски будут точнее.
ПодписатьсяАдрес используется только для рассылки. Отписка — ответным письмом или ссылкой в любом выпуске.
Перечень действующих требований, по которым экспертиза и надзорные органы оценивают ваш объект. Возьмите таблицу и сверьте со своей подстанцией.
| Документ и пункт | Что требует | Чем закрывается |
|---|---|---|
| Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФп. 5.4.4, п. 5.4.26 · Приказ Минэнерго №1070 от 04.10.2022 | Установка газоанализаторов элегаза в помещениях КРУ и ЗРУ с элегазовой изоляцией на высоте 10–15 см от уровня пола, с сигнализацией и включением приточно-вытяжной вентиляции. | Стационарная система контроля элегаза: ИК-датчики SF6 на регламентированной высоте, релейный и цифровой запуск вентиляции, светозвуковое оповещение. |
| Гигиенические нормативыГН 2.2.5.3532-18 | Предельно допустимая концентрация элегаза в воздухе рабочей зоны — 5000 мг/м³. | Измерительный канал с диапазоном и порогами, привязанными к ПДК; поверка средств измерений и свидетельство об утверждении типа СИ. |
| Требования к КРУЭ 110 кВ и вышеСТО 56947007-29.240.35.184-2014 | Аварийная вытяжная вентиляция включается по сигналу газоанализатора при превышении ПДК элегаза в зале КРУЭ, помещении хранения баллонов с элегазом и кабельных помещениях под залом КРУЭ. | Расчёт точек контроля по всем трём типам помещений, а не только по залу. Калькулятор на сайте учитывает кабельный этаж и склад баллонов. |
| Пороги сигнализацииСТО 56947007-29.240.35.184-2014 | При достижении 10% ПДК — предупредительная сигнализация дежурному. При концентрации более 5000 мг/м³ — автоматический запуск приточно-вытяжной вентиляции, сигнализация дежурному, автоматическое звуковое и световое оповещение в залах КРУЭ и перед входами. | Двухпороговая логика с раздельными уставками, вывод на щит дежурного, оповещатели в зале и перед входом, передача в АСУ ТП. |
| Продукты разложения элегазаГН 2.2.5.3532-18 · класс опасности по ГОСТ | HF — 2 класс опасности, ПДК рабочей зоны 0,5 мг/м³ (0,61 ppm). SO₂ — 3 класс опасности, ПДК 10 мг/м³ (3,81 ppm). Образуются при разложении элегаза выше 1100 °C под действием дуги. | Опционально каналы контроля SO₂ и HF, контроль содержания кислорода — вытеснение O₂ ниже 13% приводит к потере сознания без симптомов. |
| Требования к установке сигнализаторов и газоанализаторовТУ-газ 86 · утв. 30.04.1986, действует, заменил ТУ-газ-75 | Базовый отраслевой документ по размещению сигнализаторов и газоанализаторов: порядок установки в производственных помещениях и на открытых установках, физико-химические свойства газов, пересчёт единиц концентраций, примерные схемы расположения датчиков. Разработан НПО «Нефтехимавтоматика» и ЦНИЛ газобезопасности. | Используем как методическую основу при обосновании мест установки и высоты монтажа датчиков. Область применения документа — нефтепереработка и нефтехимия, поэтому на энергообъектах он применяется совместно с ПТЭЭС и СТО 56947007-29.240.35.184-2014, а не вместо них. |
| Пересчёт единиц концентрацииТУ-газ 86, приложение 2 · ГН 2.2.5.3532-18 | Соотношение между мг/м³, ppm и объёмными долями зависит от молярной массы вещества. Для SF₆ (M = 146 г/моль) 5000 мг/м³ соответствует примерно 837 ppm при нормальных условиях. | Уставки задаются в тех единицах, которые указаны в проекте и в НТД, с приведением к нормальным условиям. Расхождение единиц в ТЗ и в настройке прибора — частая причина замечания при приёмке. |
| Диагностика элегазового оборудованияСТО 34.01-23-005-2019 | Методы диагностирования и критерии оценки технического состояния элегазового оборудования 6–750 кВ, рекомендуемая периодичность диагностирования. Контроль давления элегаза, герметичности и наличия утечки, работоспособности электроконтактных приборов контроля давления, тепловизионное обследование, контроль состояния резервуаров. | Стандарт обосновывает не только систему, но и регламент её применения. Функции контроля утечки, давления и температуры закрываются непрерывно, без вывода оборудования из работы. |
| Элегазовые токопроводы 110–500 кВСТО 56947007-29.120.60.115-2012 | Требования к элегазовым токопроводам — область контроля элегаза не ограничивается залом КРУЭ. | Контроль плотности и утечки распространяется на токопроводы и переходные пункты. |
| Экологическая безопасность электросетевых объектовСТО 56947007-29.240.01.218-2016 | Требования к проектированию с учётом экологической безопасности. Элегаз относится к парниковым газам, его утечки подлежат учёту и контролю. | Количественный учёт утечек по трендам плотности — документальное подтверждение герметичности для экологической отчётности. |
| Документ и пункт | Что требует | Чем закрывается |
|---|---|---|
| Единая техническая политика ПАО «Россети»№492 от 29.04.2022, п. 2.1.5.1 | Все модули КРУЭ должны быть малообслуживаемыми; КРУЭ должны быть укомплектованы АСМД непрерывного контроля в соответствии с подразделом 3.7.2 Технической политики. | Наша АСМД КРУЭ как система непрерывного контроля: газовая система, коммутационный аппарат, изоляция, блокировки. |
| Информационный обмен для оперативно-технологического управления№492 от 29.04.2022, п. 2.8.4.1 | В АСТУ должны быть предусмотрены телесигнализация положения КА, телеизмерения режимных параметров, аварийно-предупредительная сигнализация и непрерывный контроль с применением АСМД оборудования ПС и ЛЭП, контроль достоверности входной информации. | Передача ТС и ТИ по МЭК 60870-5-104 и МЭК 61850, флаги достоверности, самодиагностика с кодами внутренних ошибок. |
| Оборудование с исчерпанным ресурсом№492 от 29.04.2022, п. 3.4.1.7 | Для оборудования с индексом технического состояния ИТС ≤ 50 ограничения дальнейшей эксплуатации могут быть сняты при установке АСМД на наиболее ответственное и дорогостоящее оборудование и применении методов диагностирования под рабочим напряжением (измерение частичных разрядов, виброакустический контроль). | АСМД как юридическое основание продлить эксплуатацию вместо замены оборудования. Ключевой аргумент для инвесткомитета на стадии ОТР. |
| АСМД КРУЭ. Общие технические требованияСТО 56947007-29.240.35.270-2019, введён 04.07.2019 | Распространяется на АСМД КРУЭ 110–750 кВ и применяется на всех этапах жизненного цикла: проектирование, СМР и наладка, ввод в эксплуатацию, эксплуатация. | Соответствие требованиям стандарта на каждой стадии — от исходных данных для ПД до протоколов ПСИ и регламента ТО. |
| Диагностика и система мониторинга КРУЭСТО 56947007-29.240.35.184-2014, п. 5.8 | Контроль главной токопроводящей цепи, состояния изоляции и уровня ЧР, газовой системы (давление/плотность, увлажнение, примеси), блокировок КА, механических параметров и приводов, ресурсных характеристик (механическая наработка, коммутационный ресурс), вторичных цепей и системы обогрева. | Все перечисленные группы закрыты функционалом нашей АСМД КРУЭ — см. раздел «Что именно система измеряет». |
| Объём и нормы испытания электрооборудованияСТО 34.01-23.1-001-2017, п. 4.17 | Для контроля технического состояния под рабочим напряжением рекомендуется применение АСМД, осуществляющих оперативное диагностирование, своевременное выявление дефектов и прогнозирование их развития. | Прогнозный расчёт времени до срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации по тренду утечки. |
| Цифровой питающий центрСТО 34.01-21-004-2019, п. 4.6 | Цифровая ПС должна обеспечивать непрерывный мониторинг состояния основного технологического оборудования и систем в режиме on-line с передачей необходимого объёма цифровых данных, контролируемых параметров и сигналов. | Интеграция в цифровую ПС по МЭК 61850, отображение по СТО 56947007-25.040.70.101-2011. |
| Профиль МЭК 61850СТО 56947007-25.040.30.309-2020 | Профиль применения стандарта МЭК 61850 на объектах ЕНЭС — состав логических узлов, наименование сигналов, требования к конфигурационным файлам. | Выдаём файлы конфигурации ICD/SCD под профиль. Проектировщику не приходится согласовывать модель данных с нуля. |
| Типовые технические требования к АСУ ТП ПС ЕНЭССТО 56947007-25.040.40.227-2016 | Требования к функциональной структуре АСУ ТП подстанций Единой национальной электрической сети. | АСМД встраивается как подсистема АСУ ТП с согласованным объёмом ТС и ТИ, а не как автономный островок. |
| Требования к ЛВС АСУ ТПСТО 56947007-25.040.30.302-2020 | Требования к локальным вычислительным сетям АСУ ТП подстанций: топология, резервирование, разграничение сегментов. | Схема связи АСМД выполняется под требования стандарта: кольцевая топология, оптические линии, резервирование. |
| Нормы точности измеренийСТО 56947007-29.240.01.244-2017 · №492, п. 3.7.2 | Измерения выполняются в соответствии с нормами точности для конкретного измеряемого параметра; измерения, кроме прямых, выполняются по аттестованным методикам. | Обоснование точности каждого измерительного канала и аттестованные методики — готовый материал для раздела ПД и для экспертизы. |
| Приёмо-сдаточные и заводские испытанияСТО 56947007-25.040.40.012-2008 · СТО 56947007-25.040.40.160-2013 | Типовая программа приёмо-сдаточных испытаний АСУ ТП и типовая программа и методика заводских испытаний ПТК АСУ ТП и ССПИ. | Программа и методика испытаний выдаётся заранее, до выхода на площадку. Заводские испытания ПТК проводятся с участием представителя заказчика. |
| Оформление принципиальных схемСТО 56947007-29.240.10.249-2017 | Правила оформления принципиальных электрических схем подстанций. | Схемы шкафа и подключения датчиков выпускаются по стандарту — замечания экспертизы по оформлению исключаются. |
| Параметры элегаза и примесиМЭК 60480 | Руководство по контролю и повторному использованию элегаза, извлечённого из электрооборудования: показатели качества газа, допустимые примеси, продукты разложения. | Расчёт параметров элегаза и наличия примесей для КРУЭ и элегазовых выключателей ОРУ, контроль степени увлажнения. |
| Ресурсные характеристики коммутационных аппаратовСТО 56947007-29.240.35.184-2014, п. 5.8 · СТО 56947007-29.240.35.270-2019 | Контроль механической наработки и коммутационного ресурса, скоростных и временных характеристик, конечных положений подвижных частей и параметров приводов. | Механический ресурс по числу операций, коммутационный обобщённый и раздельно по диапазонам тока отключения (до 30%, 30–60%, 60–100% номинального), прогноз времени до вывода в ремонт в днях. |
| Документ и пункт | Что требует | Чем закрывается |
|---|---|---|
| Готовность к отопительному сезонуПостановление Правительства РФ №543 от 10.05.2017 | Оснащение силовых трансформаторов 110 кВ и выше с индексом технического состояния менее 50 мобильными системами удалённого мониторинга и диагностирования технического состояния. | АСМД трансформаторного оборудования: анализ растворённых газов, влагосодержание, контроль вводов, тепловая модель, удалённый доступ. |
| Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторовСТО 56947007-29.200.10.011-2008 (изм. 2019) · СТО 56947007-29.180.01.116-2012 | Общие технические требования к системам мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов и инструкция по АСМД трансформаторного оборудования. | Состав и объём контролируемых параметров по стандарту, согласование на стадии ПД. |
| АСМД кабельных линийСТО 56947007-29.060.20.243-2017 | Требования к автоматизированным системам мониторинга и диагностики кабельных линий: состав контролируемых параметров, структура системы, передача данных. | Наша система мониторинга КЛ проектируется под требования стандарта — это отдельный документ по АСМД КЛ, а не производная от общих требований к кабельным линиям. |
| Диагностирование по газам в маслеСТО 34.01-23-003-2019 · РД 153-34.0-46.302-00 | Методические указания по техническому диагностированию развивающихся дефектов маслонаполненного высоковольтного оборудования по результатам анализа газов, растворённых в минеральном трансформаторном масле. | Онлайн-хроматография с двойной интерпретацией: метод треугольника Дюваля (зоны PD, D1, D2, T1, T2, T3, DT) и метод РД 153-34.0-46.302-00 со статусом от 1 до 9. Совпадение двух независимых методов повышает достоверность заключения. |
| Тепловой режим и нагрузочная способностьМЭК 60076-7 · МЭК 60076-2 | Расчёт температуры наиболее нагретой точки обмотки, старения изоляции, общего износа и нагрузочной способности трансформатора. | Тепловая модель по стандарту, прогноз старения, допустимая величина и время перегрузки без ущерба сроку службы, время работы до достижения предельных параметров при текущей нагрузке. |
| Изоляция высоковольтных вводовГОСТ 20074-83 · ГОСТ 10693-81 | Требования к контролю параметров изоляции высоковольтных вводов. | Непрерывный контроль tg δ₁, ёмкости C₁ и их изменений Δtg δ₁, ΔC₁/C₁, характеристики ЧР во вводах. |
| Измерение частичных разрядовГОСТ Р 55191-2012 · IEC 60270 | Методы испытаний высоким напряжением. Измерения частичных разрядов. | Расчёт кажущегося заряда и энергии единичного ЧР, амплитудно-фазные и амплитудно-временные диаграммы с определением вероятного типа дефекта и степени опасности. |
| Кратковременные повышения напряженияГОСТ 1516.3 · ГОСТ 11677-85 | Допустимые кратковременные повышения напряжения на стороне высшего напряжения. | Анализ и регистрация превышений при длительности 20 с, накопление статистики воздействий на изоляцию. |
| Оценка технического состоянияПриказ Минэнерго России от 26.07.2017 № 676 | Методика оценки технического состояния технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей — расчёт индекса технического состояния. | Расчёт ИТС по критериям приказа и рекомендации по стратегии эксплуатации с учётом СТО 34.01-23.1-001-2017. Это тот самый ИТС, при значении ≤ 50 которого п. 3.4.1.7 Техполитики №492 позволяет снять ограничения эксплуатации при установке АСМД. |
| Переход на ремонт по фактическому состоянию№492 от 29.04.2022, п. 3.4.1.7 | В соответствии со Стратегией развития электросетевого комплекса РФ должен осуществляться переход от планово-предупредительного ремонта к организации ремонта по фактическому техническому состоянию с учётом последствий отказа основного оборудования. | Экспертное заключение о техническом состоянии, долговременные архивы и цветовая индикация ИТС — основание для планирования ремонта. |
| Силовые кабельные линии 110–500 кВСТО 56947007-29.060.20.071-2011, п. 6.12 и Б.4.2.1.9 | На основе технико-экономического обоснования применять силовые кабели со встроенным оптоволокном для мониторинга температуры кабеля; на устройства теплового мониторинга получить ТУ у производителя кабельной продукции и согласовать с эксплуатирующей организацией. | Мониторинг кабельных линий: распределённый термоконтроль по оптоволокну — максимальная и средняя температура, дистанция, скорость изменения, контроль обрыва волокна. |
| Контроль теплового режима кабелейПТЭ, Приказ Минэнерго №1070 от 04.10.2022, п. 563 | В кабельных сооружениях должен быть организован контроль теплового режима работы кабелей. | Термоконтроль КЛ с уставками «ухудшенное» и «предаварийное состояние», мониторинг токов экрана и отношения к току жилы. |
| Графическое отображение информацииСТО 56947007-25.040.70.101-2011 | Правила графического отображения информации посредством ПТК и АСУ ТП (с Изменениями), введён 18.07.2017. | Мнемосхемы и цветовая индикация выполняются по стандарту — экспертиза не возвращает раздел из-за оформления. |
Пройдите по колонке «Что требует» и отметьте, что на вашей подстанции закрыто, а что нет. Несоответствие выявляется при проверке и при расследовании любого происшествия.
Формулировки требований с точными ссылками на пункты используются при обосновании принятых решений. Полный пакет исходных данных вышлем по запросу.
Перечень требований задаёт объём монтажа, наладки и приёмо-сдаточных испытаний. Программу и методику испытаний выдаём заранее.
Сведения приведены справочно, в объёме наименования и краткого содержания требования. Тексты стандартов организаций являются объектом авторского права правообладателей и на сайте не размещаются. Соответствие продукции подтверждается сертификатами ТР ТС и свидетельствами об утверждении типа средств измерений — копии предоставляются по запросу.
По каждому объекту: класс напряжения, состав системы, объём поставки и работ, протокол интеграции в АСУ ТП. Наименования заказчиков раскрываем по запросу и в объёме, согласованном с ними.
Наименования заказчиков и реквизиты объектов раскрываются по запросу и в объёме, согласованном с заказчиком. Фотоматериалы размещаются только с разрешения владельца объекта.
Программы повышения квалификации по элегазовому оборудованию и системам мониторинга. Курсы готовятся совместно с лицензированным учебным центром — с выдачей удостоверения установленного образца.
Программы формируются, даты первых групп определяются по числу заявок. Напишите, какой модуль вам нужен и сколько человек планируете направить — включим в список и сообщим о старте первыми.
Записаться на курсПредварительная запись не является договором и не влечёт обязательств сторон. Мы сообщим о датах, стоимости и учебном центре, на базе которого будет проводиться обучение.
Опишите объект, класс напряжения и стадию проекта. Ответит инженер, а не менеджер. На предпроектной стадии даём техническую концепцию и укрупнённую оценку стоимости за 3 рабочих дня — в рамках преддоговорной проработки, без обязательств сторон.