Переход от системы планово-предупредительных ремонтов на обслуживание по состоянию представляет собой актуальную общемировую тенденцию. По данным всемирно известной исследовательской компании в энергетической отрасли Newton-Evans Research Company, более 70% электросетевых предприятий мира разделяют мнение о необходимости реализации стратегии технического обслуживания и ремонта (ТОиР) на базе оценки фактического состояния.

Формирование и развитие данного тренда в условиях рыночной экономики абсолютно логично, поскольку помимо надежности функционирования электрооборудования огромное значение приобретает и эффективность управления активами, предполагающая исключение издержек на проведение профилактических работ.

Несмотря на сложившееся представление о передовом характере западной энергетики и энергетики стран Азиатско-Тихоокеанского региона, в том числе касательно технологий диагностики и автоматизированного управления, реализация стратегии риск-ориентированного обслуживания в этих энергосистемах воплощена лишь на уровне пилотных проектов.

Анализ иностранной литературы говорит, с одной стороны, о высоком всплеске научной активности по существу обозначенной проблемы, а с другой стороны, о наличии существенных «барьеров» на пути реализации данной стратегии — отсутствие ясности о функционировании комплексной системы в масштабах распределительного устройства, подстанции, сети; противоречивые оценки по срокам окупаемости вложений на обеспечение необходимого уровня мониторинга и цифровизации электроустановок; необходимость корректировки законодательной нормативной документации. В отношении текущего состояния электроэнергетики России можно отметить абсолютно аналогичные факторы, блокирующие широкомасштабный переход на ТОиР по фактическому состоянию.

Вышедший 5 октября 2017 г. приказ Минэнерго России № 676 с изменениями от 17 марта 2020 г. № 192 законодательно дает возможность эксплуатирующим предприятиям осуществить переход от стратегии ППР к инновационной стратегии ТОиР по техническому состоянию. Однако изданный Приказ распространяется только на генерирующее оборудование мощностью от 5 МВт и более и линии электропередачи (ЛЭП) напряжением от 35 кВ и выше, не затрагивая распределительный сетевой комплекс 0,4–10 кВ, обеспечивающий непосредственное электроснабжение конечных потребителей. Кроме того, важно отметить, что, согласно данным статистики, более 90% технологических нарушений приходится именно на сети 6–35 кВ.

Вместе с тем, помимо необходимости законодательных поправок большое значение имеет реализация практических и методологических задач внедрения: выбор оптимального аппаратного обеспечения процесса постоянного мониторинга основных функциональных элементов; разработка объективной многофакторной методики определения индекса технического состояния (ИТС); разработка методик прогнозирования остаточного ресурса с последующим формированием управленческих решений.

Детальный анализ статистики технологических нарушений в сетях низкого и среднего напряжения говорит о том, что первостепенному контролю подлежат такие узлы распределительных устройств, как контактные соединения, изоляция, коммутационная аппаратура. На сегодняшний день уровень цифровизации современного оборудования позволяет обеспечивать необходимый комплексный мониторинг электроустановок низкого и среднего напряжения.

В частности, в течение нескольких последних лет Электрощит Самара уже реализовало ряд проектов с поставкой распределительных устройств нового поколения серии КРУ СЭЩ-80 на напряжение 6(10) кВ и НКУ-СЭЩ-М(В) на напряжение 0,4(0,69) кВ, которые оснащены опциями, необходимыми для обеспечения контроля текущего состояния.

С целью обеспечения контроля переходного сопротивления в узлах контактных соединений завод внедрил технологию беспроводного температурного контроля с передачей данных по протоколу Bluetooth Low Energy. Применяемые датчики браслетного типа работают от электромагнитного поля токоведущей части и не требуют внешнего питания. За счет компактности и отсутствия проводников связи возможна их установка в местах, недоступных для пирометрического контроля, что позволяют осуществлять измерение температуры в точках, максимально приближенных непосредственно к контактной плоскости токоведущих частей. Постоянный контроль состояния изоляции обеспечивается посредством применения датчиков частичных разрядов, по приращению которых определяется степень развития и локализация дефекта.

Однако даже современные аппаратные возможности не позволяют регистрировать все параметры состояния электрооборудования. Например, оценка состояния вакуумного выключателя возможна только расчетным путем. Учитывая высокий механический ресурс, заложенный конструкцией современных вакуумных выключателей (для выключателей ВВУ-СЭЩ-10 — до 50 000 циклов В-О) и, как правило, превосходящий потребности нормируемого срока службы, остаточный ресурс выключателя будет определяться его коммутационными возможностями.

Основные способы оценки остаточного коммутационного ресурса выключателей полагаются на допустимое количество циклов отключения при определенном действующем значении токов короткого замыкания. Очевидно, что подобный подход не дает точной и объективной оценки остаточного ресурса, т. к. он не учитывает ни фактическое значение коммутируемого тока, ни длительность его протекания. Более того, полноценная картина истинного состояния вакуумного выключателя должна учитывать не только оценку остаточного коммутационного ресурса, но и анализ элементов привода (блоки управления, пружины, электромагниты, механические элементы). Соответственно, в отношении коммутационной аппаратуры оценка остаточного ресурса может представлять собой исключительно расчетную интегральную величину.

Таким образом, в рамках построения глобальной системы мониторинга и предиктивной аналитики любые инженерные решения в части сбора фактических параметров должны дополняться научными методами определения ИТС.

Решение задач по повышению наблюдаемости электрооборудования и цифровизации данных от систем мониторинга позволяют обеспечивать не только научно обоснованную интерпретацию этих данных, но и формировать цифровую модель условий эксплуатации. Подобный «цифровой двойник» с архивом данных, в свою очередь, дает возможность определять расчетные значения остаточного ресурса на основе математических методов вероятностного моделирования технологических нарушений и формировать связанные с этой предиктивной оценкой рекомендации по проведению ремонтно-восстановительных мероприятий.

В этой связи важен симбиоз компетенций завода-изготовителя и научно-исследовательский потенциал высших учебных заведений либо специализированных институтов. Сотрудничество завода Электрощит Самара с самарским Политехом (ФГБОУ ВО «СамГТУ»), который является крупнейшим университетом региона и одним из ведущих технических вузов страны, позволяет решать комплекс подобных задач в тесной взаимосвязи теории и практики.

В частности, научно-исследовательские работы по направлению оценки состояния и прогнозирования жизненных циклов оборудования 6–35 кВ ведутся на кафедре «Автоматизированные электроэнергетические системы», ученый состав которой на протяжении нескольких лет занимается вопросами диагностики силовых трансформаторов, изоляции, а также более глобальными исследованиями в области функционирования сетевых комплексов, в том числе цифровых РЭС.

Верификация результатов оценки состояния по разработанным методикам производится на базе испытательного центра Электрощит Самара. Формирование алгоритмов принятия управленческих решений основывается на статистических моделях отказов и теории управления рисками. Главная отличительная черта предлагаемых алгоритмов — возможность оптимального планирования технического обслуживания оборудования на основе критерия минимума функции суммарных экономических расходов (капитальные затраты на ремонт и затраты, вызванных отказом оборудования).

Таким образом, общий статус перехода от ППР к риск-ориентированному обслуживанию в электроэнергетике Российской Федерации можно охарактеризовать следующими основными утверждениями. В настоящий момент на отечественном рынке электротехнической продукции представлено достаточное количество средств мониторинга и диагностики электрооборудования. Однако основными задачами на пути полноценного внедрения предиктивных систем обслуживания являются совершенствование методик оценки ИТС с максимальным учетом факторов эксплуатации и конструктивных элементов электроустановки, а также разработка моделей остаточного жизненного цикла с обеспечением адаптивности под конкретные условия и режимы работы оборудования. Обе перечисленные задачи подразумевают научно-исследовательский подход к их решению.

Евгений Железников (Электрощит Самара);
Игорь Косорлуков, заведующий кафедрой АЭЭС (ФГБОУ ВО «СамГТУ»);
Алексей Строчков (ФГБОУ ВО «СамГТУ»)