Зачем и почему это надо

Между двумя ремонтами вы не знаете о своём оборудовании ничего

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.

ПРОБЛЕМА 1

Отказ приходит без предупреждения

Выключатель обязан сработать в момент аварии. До этого момента состояние привода и контактов не наблюдается никем.

Аварийная заявка вместо плановой
Ожидание ЗИП и бригады
Простой присоединения и недоотпуск

ПРОБЛЕМА 2

Ремонтируется исправное, не ремонтируется изношенное

Регламент вскрывает аппарат, у которого не выработан ресурс, и не вскрывает тот, что отработал десятки отключений КЗ.

Затраты на лишние вскрытия
Риск внести дефект при разборке
Реальный износ остаётся невидимым

ПРОБЛЕМА 3

Нечем обосновать продление эксплуатации

Оборудование с низким индексом технического состояния формально подлежит замене, даже если фактически работоспособно.

Капитальные затраты вместо эксплуатации
Нет доказательной базы для инвесткомитета
Нет архива состояния при расследовании

Что даёт в экономическом плане

Четыре статьи эффекта

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.

CAPEX

Отсрочка замены оборудования

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.

OPEX

Ремонт по фактическому состоянию

Отказ от вскрытия аппаратов с невыработанным ресурсом, сокращение выездов на течеискание, планирование ремонта в плановое окно вместо аварийного.

РИСК

Предотвращённый отказ

Стоимость одного тяжёлого отказа с пожаром или взрывом ввода несопоставима со стоимостью системы. Считается по вашей категории надёжности и последствиям отказа.

ПРОСТОЙ

Недоотпуск

Для генерирующих компаний основная статья: часы простоя блока или присоединения. Внеплановый вывод превращается в плановый за счёт прогноза времени до ремонта в днях.

ПЕРСОНАЛ

Трудозатраты на обходы

Часть параметров, которые снимаются вручную при обходах и измерениях, система снимает непрерывно и без вывода оборудования из работы.

ОТЧЁТ

Готовность к ОЗП и расследованиям

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 →

Какие риски закрывает

Без системы и с системой

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.

Пробой изоляции КРУЭ

Без системы: дефект развивается месяцами, финал — внутреннее КЗ с выбросом продуктов разложения и повреждением ячейки.

С системой: частичные разряды регистрируются комбинированным методом UHF и акустика, зона дефекта локализуется, ремонт планируется заранее.

Утечка элегаза до аварийной уставки

Без системы: падение плотности обнаруживается при обходе или по срабатыванию блокировки — то есть поздно.

С системой: расчёт скорости утечки по тренду и прогноз времени до предупредительной и аварийной сигнализации.

Отказ выключателя в момент КЗ

Без системы: состояние привода между операциями не наблюдается, отказ проявляется тогда, когда аппарат обязан сработать.

С системой: собственное и полное время операций пофазно, токи соленоидов, время горения дуги, остаточный ресурс по диапазонам тока отключения.

Пожар высоковольтного ввода трансформатора

Без системы: рост tg δ и разрядной активности выявляется только при выводе в ремонт и измерениях.

С системой: непрерывный контроль tg δ, ёмкости и их изменений, характеристики ЧР во вводах — тенденция видна задолго до пробоя.

Развивающийся дефект в масле

Без системы: хроматография по графику отбора проб — от нескольких раз в год до раза в год.

С системой: анализ растворённых газов онлайн с двойной интерпретацией — треугольник Дюваля и метод РД 153-34.0-46.302-00.

Перегрев кабельной линии

Без системы: тепловой режим кабеля в сооружении не контролируется, повреждение обнаруживается по факту.

С системой: распределённый термоконтроль по оптоволокну, максимальная и средняя температура, дистанция и скорость изменения, токи экрана.

Приведённые доли относятся к международным выборкам оборудования разных производителей и не характеризуют конкретный объект. Оценка вашего оборудования выполняется по фактическим данным.

Структура системы

Трёхуровневая архитектура

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.

УРОВЕНЬ 1

Датчики и первичные преобразователи

Объём определяется на этапе заполнения карты заказа и требованиями заказчика.

Цифровые датчики плотности элегаза с термокомпенсацией
Датчики ЧР: UHF-накладные и акустические
Датчики токов соленоидов включения и отключения
Датчики переменного тока и напряжения
Датчики влаго- и газосодержания масла
Термопреобразователи сопротивления и оптоволокно для КЛ

УРОВЕНЬ 2

Шкафы сбора данных

Устанавливаются в непосредственной близости от контролируемого оборудования.

Модульная конфигурация под объём сигналов присоединения
Первичная обработка и расчётные модели
Регистрация осциллограмм в формате COMTRADE
Самодиагностика с кодом неисправности до элемента
Исполнение с обогревом для наружной установки и ОРУ
Резервирование питания, кольцевая оптическая сеть

УРОВЕНЬ 3

Сервер, АРМ и передача в АСУ ТП

Реализуется на программно-технических средствах объекта.

Мнемосхема с цветовой индикацией по присоединениям
Трёхуровневая оценка: удовлетворительное, ухудшенное, неисправное
Долговременные архивы с прореживанием
Расчёт ИТС по Приказу Минэнерго № 676
Отображение по СТО 56947007-25.040.70.101-2011
Файлы ICD/SCD по профилю МЭК 61850

Продукция для этих уровней ниже →

Что измеряет и считает

Функции по объектам контроля

Разверните группу — увидите не рекламу, а перечень контролируемых параметров с привязкой к документу.

Плотность и давление элегаза — по каждому газовому объёму, с термокомпенсацией
Расчёт уровня утечки — по данным непрерывных измерений с накоплением тренда
Прогноз времени до сигнализации — до предупредительной и до аварийной, по скорости изменения
Температура точки сжижения — по измеренным параметрам состояния газа
Увлажнение и примеси — в объёме требований СТО 34.01-23-005-2019 и МЭК 60480

Количество операций — пофазный раздельный учёт включений и отключений
Собственное и полное время операций — пофазно, с временной поправкой для каждого привода
Время горения дуги — по каждой фазе раздельно
Коммутационный износ главных контактов — ресурс последней коммутации и суммарный накопленный
Остаточный ресурс по диапазонам тока — до 30%, 30–60% и 60–100% номинального тока отключения
Прогноз времени до вывода в ремонт — в днях, по первому исчерпывающемуся ресурсному параметру
Неполнофазные режимы и невыполненная команда — по цепям управления и токам электромагнитов
Осциллограммы главных токов и токов соленоидов — запись в формате COMTRADE
Состояние блокировок — с отражением в журнале событий

Комбинированный контроль ЧР — электромагнитный UHF и акустический
Локализация зоны дефекта — по нескольким каналам
Характеристики ЧР — кажущийся заряд, амплитудно-фазные и амплитудно-временные диаграммы — ГОСТ Р 55191-2012, IEC 60270

Анализ растворённых газов — двойная интерпретация: треугольник Дюваля (зоны PD, D1, D2, T1 <300 °C, T2 300–700 °C, T3 >700 °C, DT) и метод РД 153-34.0-46.302-00 со статусом 1–9
Влагосодержание — абсолютное влагосодержание масла, влага в твёрдой изоляции в местах перегрева, температура образования пузырьков и запас по ней
Тепловой режим — верхние и нижние слои масла, вход и выход охладителей, температура наиболее нагретой точки обмотки по МЭК 60076-7
Старение и нагрузочная способность — прогноз износа изоляции, допустимая величина и время перегрузки по МЭК 60076-7 и 60076-2
Система охлаждения — сравнение расчётной и фактической температуры масла, ресурс маслонасосов и вентиляторов
Высоковольтные вводы — tg δ₁, ёмкость C₁ и их изменения, ЧР — ГОСТ 20074-83, ГОСТ 10693-81
Устройство РПН — перепад температур бака контактора, механический и электрический износ, номер отпайки

Распределённый термоконтроль — максимальная и средняя температура, дистанция до точки, скорость изменения, контроль обрыва волокна
Токи экрана — значение и отношение к току жилы, аварийные уставки
Частичные разряды — в концевых и соединительных муфтах
Нормативная база — СТО 56947007-29.060.20.243-2017, СТО 56947007-29.060.20.071-2011 п. 6.12, ПТЭ п. 563

Цветовая индикация — трёхуровневая оценка контролируемых параметров с переходом к цифровому значению
Индекс технического состояния — расчёт ИТС по критериям Приказа Минэнерго России от 26.07.2017 № 676
Стратегия эксплуатации — рекомендации с учётом СТО 34.01-23.1-001-2017
Прогнозная сигнализация — анализ тренда с выдачей предупредительной и аварийной сигнализации
Самодиагностика — флаги обрыва связи и коды ошибок с идентификацией узла
Архивы и отчёты — хранение за весь срок службы, мнемосхемы, таблицы, тренды, заключение о состоянии

Раздел 2 · 15 документов

АСМД КРУЭ и коммутационных аппаратов

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.

Раздел 3 · 13 документов

Трансформаторы, кабельные линии, АСУ ТП и испытания

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.