Тема сегодняшнего круглого стола – «Диагностика систем электроснабжения в России: технологии, практика и нормативные требования». Какие сегменты рынка диагностики потребителей сегодня растут быстрее всего? Как меняется модель взаимодействия заказчика и подрядчика? Какие ключевые барьеры сейчас тормозят более массовое внедрение продвинутой диагностики на предприятиях? Эти и многие другие вопросы мы задали нашим экспертам, чтобы понять и рассказать вам, чем сегодня живет это направление электротехники.
На наши вопросы отвечали:
Борис Зиборов, ведущий инженер отдела энергетики ООО «ПромМаш Тест Инжиниринг», кандидат технических наук
Самат Тукаев, руководитель направления «СКАТ Энерджи», ГК «Эскорт»
Андрей Кудрявцев, советник генерального директора АО «ЮАИЗ» по техническим вопросам
— Какие сегменты рынка диагностики систем электроснабжения у промышленных и коммерческих потребителей сегодня растут быстрее всего (по отраслям и по типам услуг) и за счет каких драйверов — импортозамещения, ужесточения
требований или роста стоимости простоев?
Самат Тукаев: На сегодняшний день наблюдается увеличение количества аварий на объектах электроэнергетики в России. Это напрямую связано с износом электросетевой инфраструктуры, уровень которого может достигать в среднем 70 %, в отдельных регионах — 90 % и более. В таких реалиях электросетевые организации, ввиду отсутствия возможности оперативной замены большого объема оборудования, вынуждены уделять значительно большее внимание существующим объектам:
чаще проводить осмотры, диагностику. То есть основной причиной развития рынка диагностики является высокая аварийность электроэнергетических систем, которая напрямую влияет на рост итоговой стоимости простоев.
Если выделять конкретный сегмент рынка, в котором наша компания работает, то считается, что основная доля аварийных событий приходится на воздушные линии электропередачи (ВЛ). Диагностика ВЛ, как правило, выполняется «вручную» путем плановых проверок, иногда с использованием измерительного диагностического оборудования по типу тепловизионных, ультразвуковых камер, для оценки состояния изолирующих подвесок, контактных соединений и прочего. В целях повышения наблюдаемости, автоматизации мониторинга изоляции наша компания разработала систему бесконтактной диагностики высоковольтной изоляции на ВЛ и ПС до 110 кВ (включительно). Данная система позволяет производить онлайн-мониторинг изоляции, что является важным преимуществом в условиях высокой аварийности и дефицита обслуживающего персонала.
— Как меняется модель взаимодействия заказчика и подрядчика: готовы ли предприятия переходить от разовых обследований и раз в несколько лет к сервисным контрактам «диагностика и мониторинг по подписке» с элементами предиктив-
ного обслуживания?
Самат Тукаев: Формат «подписок» на сервисы и системы в электроэнергетике встречается редко, но он давно напрашивается к повсеместному использованию, и не только в диагностике, а, например, еще и в определении мест аварий в сети, мониторинге климатических параметров, выявлении воровства электроэнергии и во многих других потребностях, которые с разной степенью приоритетности есть у производителей электроэнергии и сетевых компаний. Однако данный формат на текущий момент сложно реализуем, т. к. заказчики, как правило, работают по схеме: закупить оборудование и научиться самостоятельно с ним работать; в ином случае применить формат «подписок» не удается из-за отсутствия нормативной базы.
— Насколько сильно за последние два-три года изменились требования заказчиков к составу диагностических услуг: что становится «гигиеническим минимумом» (без чего уже не рассматривают подрядчика), а какие опции остаются премиальными и выбираются только крупными клиентами?
Борис Зиборов: За последние дватри года требования заказчиков к диагностике электрооборудования заметно изменились. Если раньше во многих случаях было достаточно стандартной электролаборатории, тепловизионного контроля и итогового протокола, то сейчас заказчики все чаще оценивают подрядчика по способности закрывать риски простоя оборудования.
Поэтому «гигиенический минимум» постепенно смещается от отдельных измерений к более комплексной инженерной услуге. Для предприятий с непрерывным производством важны не только диагностика и отчет, но и возможность оперативно предложить дальнейшие действия при выявлении дефекта.
Один из таких критериев — наличие подменного фонда или доступа к запасным частям для критичных узлов. В условиях увеличения сроков поставки комплектующих заказчик не всегда может ждать замену месяцами. Поэтому от подрядчика ждут не только выявления неисправности, но и понимания того, как быстро обеспечить работоспособность оборудования.
Еще одно важное требование — компетенции в обратной инженерии. Когда производитель может быть недоступен, а документация отсутствует или неполная, диагностика не может заканчиваться только рекомендацией «заменить у производителя». От сервисной компании все чаще требуется способность анализировать устройство по фактическому состоянию, восстанавливать логику его работы и подбирать технически применимые решения.
Еще один элемент новой базы — цифровой мониторинг. Для части заказчиков разовые измерения уже недостаточны. Всё чаще востребованы временные или постоянные системы онлайн-мониторинга: контроль частичных разрядов, температуры контактных соединений, состояния приводов и других параметров. Такой подход позволяет видеть динамику состояния оборудования, а не только фиксировать результат проверки на конкретную дату.
Премиальный сегмент связан с более сложной инженерной и цифровой экспертизой. Сюда относятся цифровые модели подстанций или распределительных сборок, предиктивная аналитика, прогнозирование остаточного ресурса узлов на основе данных мониторинга. Такие решения в первую очередь востребованы у крупных промышленных заказчиков, для которых стоимость простоя значительно выше стоимости диагностики.
Еще один премиальный формат — сервисные контракты полного жизненного цикла, где подрядчик берет на себя расширенные обязательства по поддержанию технической готовности оборудования. В этом случае диагностика становится не разовой услугой, а частью долгосрочной системы управления надежностью.
Отдельное направление — проверка и входной контроль компонентов, включая проверку на контрафакт, адаптацию и стендовые испытания. Для крупных предприятий это важно, поскольку снижает риск установки неподходящих или некачественных комплектующих.
При этом ключевым фактором остается квалификация персонала. Даже наличие оборудования, цифровых систем и подменного фонда не дает результата без инженеров, способных быстро выехать на площадку, корректно интерпретировать данные и предложить работоспособное решение. Поэтому заказчики все чаще оценивают не только бренд лаборатории, но и реальные компетенции команды.
В целом рынок движется от формальной диагностики к управлению техническими рисками. Заказчикам все чаще нужен не просто протокол измерений, а подрядчик, который помогает снизить вероятность отказа, простоя и дополнительных затрат.
Самат Тукаев: Основные требования, появившиеся за последнее время, заключаются в интеграции системы в технологический контур клиента (размещение программного обеспечения для сбора и обработки данных исключительно на сервере клиента, иногда без возможности контроля работы системы производителем/подрядчиком; интеграции системы с SCADA/АСУТП) и обеспечении необходимых условий информационной безопасности. Также, разумеется, заказчики не готовы рассматривать диагностические решение без внятных критериев «норма/предаварийное состояние» контролируемого оборудования.
— Как внедрение цифровых решений (онлайн-мониторинг, аналитические платформы, интеграция со SCADA/АСУТП, ИИ-аналитика) перераспределяет роли на рынке: кто усиливается: производители оборудования, ИТ-компании, инжиниринговые интеграторы или независимые сервисные фирмы?
Самат Тукаев: Цифровизация усилила позиции тех игроков, которые умеют объединять оборудование, каналы связи и аналитику в цельное решение. Это компании, предлагающие не только оборудование, но и всю систему мониторинга «под ключ».
Думаю, что развитие ИИ-инструментов и их внедрение в процесс создания систем дадут большее преимущество производителям оборудования, т. к. у них есть самое главное, на чем строится любой комплекс диагностики, — измерительные устройства, разработка которых требует очень узких компетенций; создать платформу для мониторинга в их случае с применением ИИ — это вопрос времени.
— Какие ключевые барьеры сейчас тормозят более массовое внедрение продвинутой диагностики на предприятиях (цены, дефицит квалификации, недоверие к новым технологиям, отсутствие четких нормативных требований, позиция собственников) и как рыночные игроки реально работают на преодоление этих барьеров?
Самат Тукаев: Ключевые барьеры можно разделить на экономические и кадровые. Экономический — неготовность собственников вкладываться в продвинутые системы диагностики без ярко выраженной статистики аварий. Кадровый — нехватка специалистов, которые умеют не только собирать данные, но и корректно интерпретировать их для принятия решений.
На практике эти барьеры преодолевают через пилотные проекты, где заказчику показывают конкретное снижение числа отключений, отказов или объема аварийных ремонтов за счет постоянной диагностики.
Андрей Кудрявцев: Основной барьер — экономический. То есть стоимость мониторинга не должна быть выше, чем ущерб от технологических нарушений, которые он предотвращает.
Так как мониторинг — это дорогостоящее дело, то часто технически хорошие системы не могут найти своего применения именно по этой причине, а именно — высокой стоимости использования.
— Какие типичные «болевые точки» вы видите в системах электроснабжения на стороне потребителя (распределительные сети внутри предприятия, ГРЩ, резервные источники, ИБП, ДГУ), которые большинство регламентных проверок по-прежнему не выявляет вовремя?
Борис Зиборов: Плановые проверки систем электроснабжения не всегда позволяют вовремя выявить скрытые дефекты. Формально требования могут быть выполнены, заключение — выдано, но риск аварии при этом сохраняется.
Одна из причин — ограниченность стандартных методов диагностики. Одна из типичных зон риска — кабельные линии. При их осмотре часто ограничиваются измерением сопротивления изоляции мегаомметром и визуальным контролем. Но такие методы не всегда позволяют выявить микротрещины, частичные разряды и локальные перегревы. Дефект может развиваться незаметно: сопротивление изоляции остается в норме, а затем возникает короткое замыкание или возгорание.
Еще одна проблема — контактные соединения. Даже при правильной затяжке болтов контакт со временем может ослабевать из-за вибрации и температурных колебаний. Особенно это характерно для алюминиевых проводников: металл деформируется под давлением, а оксидная пленка на поверхности увеличивает переходное сопротивление и может вызывать нагрев. Внешне такое соединение может выглядеть исправным вплоть до критического перегрева.
Отдельный риск связан с автоматическими выключателями. Их иногда подбирают «с запасом», чтобы избежать ложных срабатываний. Но это снижает эффективность защиты: при перегрузке кабель может долго нагреваться без отключения. Если нагрузка на объекте выросла, например после подключения нового оборудования, прежний номинал автомата может уже не соответствовать фактическим условиям эксплуатации. В аварийной ситуации это также может привести к отключению всей системы вместо поврежденного участка — из-за несогласованности защитных устройств.
В системах бесперебойного питания слабым местом остаются аккумуляторные батареи. Со временем они теряют емкость из-за сульфатации пластин, а их внутреннее сопротивление растет. Формальные проверки — измерение напряжения и короткий тест автономной работы — не всегда позволяют выявить эту проблему.
Похожие риски есть в системах учета. Счетчики и измерительные трансформаторы со временем могут снижать точность показаний, особенно в сетях с высоким уровнем искажений. Это способно приводить к финансовым потерям из-за некорректного учета электроэнергии.
Отдельное направление — качество электроэнергии. Распространение нелинейных нагрузок, таких как частотные преобразователи, ИБП и светодиодные светильники, приводит к гармоническим искажениям. Высшие гармоники могут вызывать перегрев нейтральных проводников, вибрации в трансформаторах и помехи в цепях управления. При этом стандартные проверки часто не включают анализ спектра тока и напряжения, поэтому проблема остается незамеченной до выхода оборудования из строя.
Также риски могут быть связаны с конструктивными недостатками распределительных щитов: недостаточной вентиляцией, неправильным разделением цепей, отсутствием маркировки. Такие проблемы могут долго не проявляться, но при повышенной нагрузке увеличивают вероятность аварии.
Нельзя исключать и человеческий фактор: неправильное обслуживание, игнорирование предупредительных сигналов, работа по устаревшим инструкциям. Эти ошибки могут снизить надежность даже качественного оборудования.
Чтобы повысить надежность электроснабжения, плановые проверки стоит дополнять тепловизионным контролем контактных соединений, анализом качества электроэнергии, включая измерение уровня гармоник, тестированием защитных устройств в моделируемых аварийных режимах и комплексным аудитом систем учета.
Такие меры помогают выявлять скрытые дефекты на ранней стадии, снижать риск аварий, сокращать простои и затраты на ремонт, а также повышать безопасность эксплуатации электроустановок.
Самат Тукаев: Наиболее часто встречающиеся проблемы возникают с высоковольтной изоляцией ВЛ и ПС. На предприятиях, работающих в условиях сильного атмосферного загрязнения природного и промышленного характера нормы и регламенты проверок изолирующих подвесок, опорных изоляторов попросту не дают должного эффекта. Обслуживающий персонал в целях недопущения аварий в таких случаях ориентируется не на регламенты, а, например, на количество тарельчатых изоляторов в гирлянде, которые вышли из строя ввиду пробоев, чтобы вовремя успеть заменить всю изолирующую подвеску.
Андрей Кудрявцев: На мой взгляд, основными «болевыми точками» остаются четыре.
а) Естественное старение (деградация) системы электроснабжения. Этот процесс происходит постепенно, и часто нет технической возможности выявить степень этого старения и приближение к уровню, когда вероятность отказов становится «не равной нолю».
б) Достоверный расчет остаточного коммутационного ресурса коммутационных аппаратов.
в) Фактическое состояние силовой электроники в инверторно-выпрямительной технике, — отказ происходит всегда внезапно.
г) Достоверный прогноз состояния кабельных линий любого класса напряжения (пока не всегда достижим).
— В каких сегментах промышленной и коммерческой энергетики (тяжелое производство, пищевка, складская логистика, ЦОДы, офисная недвижимость) вы наблюдаете наибольший спрос на продвинутые системы онлайн-мониторинга и предиктивной диагностики и чем это объясняется?
Самат Тукаев: Наибольший спрос сегодня сформировался в сегментах с высокой стоимостью простоя: тяжелое производство, нефтегазовая промышленность, передача электроэнергии. Для них даже кратковременное нарушение электроснабжения приводит к серьезным потерям, поэтому инвестиции в онлайн-диагностику окупаются быстрее. В энергетике повышенный интерес вызывают решения для воздушных линий и подстанций, позволяющие дистанционно контролировать состояние изоляции и коммутационного оборудования.
Андрей Кудрявцев: В любой отрасли, где стоимость ущерба от технологического нарушения является соизмеримой со стоимостью мониторинга.
Но, конечно, в первую очередь — для капиталоемких и энергоемких сегментов промышленности.
— Как вы оцениваете качество нормативной базы, регулирующей диагностику электроустановок потребителей (ПУЭ, ПТЭЭП, профильные ГОСТ и СТО): где нормы реально помогают главному инженеру аргументировать решения, а где, наоборот, тормозят внедрение современных технологий мониторинга?
Борис Зиборов: Один из спорных вопросов — определение номинального напряжения.
С одной стороны, нормативная база задает базовые ориентиры. ГОСТ 32144–2013 указывает, что в электрических сетях низкого напряжения стандартное номинальное напряжение определяется по ГОСТ 29322–2014. В ГОСТ 29322–2014 для трехфазных четырехпроводных и трехпроводных систем указано значение 230/400 В.
ГОСТ 32144–2013 также устанавливает допустимые отклонения напряжения в точке поставки: положительные и отрицательные отклонения не должны превышать 10 % номинального или согласованного значения напряжения в течение 100 % времени интервала за одну неделю. Для сети 230/400 В это означает диапазон 207–253 В по фазному напряжению и 360–440 В по линейному напряжению.
При этом в нормативных документах сохраняются указания на сети с номинальным напряжением 220/380 В. В ГОСТ 32144–2013 есть примечание, согласно которому в находящихся в эксплуатации системах с номинальным напряжением 220 В
и 380 В, а также в системах с сочетанием 220/230 В и 380/400 В допустимые отклонения определяются исходя из значений 220 и 380 В. В ГОСТ 29322–2014 под таблицей А.1 также указано, что значение 200 или 220 В используют в некоторых странах.
В результате остается неопределенность: как правильно классифицировать номинальное напряжение конкретной сети при проведении анализа? Не прописаны четкие критерии, по которым можно определить, какое значение принимать за основу — 220/380 В или 230/400 В.
На практике это может приводить к спорным ситуациям между сетевыми организациями и потребителями электроэнергии. В зависимости от выбранного номинального значения может возникать более широкий диапазон трактовок допустимого фазного напряжения — от 198 до 253 В. Это ухудшает условия для потребителей и создает путаницу при оценке качества поставляемой электроэнергии.
Кроме того, одновременное наличие в одной стране номинальных напряжений 220 В и 230 В ставит потребителей в разные условия и усложняет подбор и эксплуатацию электрооборудования.
Эта ситуация существует давно, однако последние правки в указанных ГОСТах не позволили окончательно устранить эту неопределенность. На мой взгляд, возможны два варианта: либо исключить из стандартов упоминание напряжения 220/380 В, либо прописать четкие критерии, по которым конкретная сеть относится к номиналу 220/380 В или 230/400 В.
Самат Тукаев: Действующие документы описывают базовые требования к эксплуатации и регламентным испытаниям, и это помогает главным инженерам обосновывать минимально необходимый объем работ, связанных с диагностикой оборудования. При этом нормативная база все еще в основном ориентирована на периодические измерения и испытания, а не на постоянный онлайн-мониторинг и предиктивную диагностику. В результате многие современные технологии мониторинга внедряются по инициативе самих предприятий и их внутренних стандартов, а не как ответ на прямое нормативное требование.
Андрей Кудрявцев: Часто нормативная база не успевает за развитием мониторинга. Потому что мониторинг — это часто 100 % новое техническое решение, ранее не применяемое, и поэтому не описанное в нормативной документации. Это
нормальная ситуация. Надо просто актуализировать «нормативку», включая в нее успешные практики.
— Какие технологические тренды в диагностике систем электроснабжения промышленных и коммерческих объектов вы считаете определяющими на ближайшие три-пять лет?
Самат Тукаев: Определяющими станут несколько связанных между собой направлений:
1. Переход от точечных измерений к постоянному распределенному онлайн-мониторингу элементов сети с накоплением истории параметров;
2. Использование накопленных данных в аналитических платформах и цифровых двойниках для оценки остаточного ресурса оборудования и прогнозирования рисков;
3. Распространение относительно недорогих автономных устройств диагностики, которые можно массово устанавливать на линиях и подстанциях без сложной инфраструктуры;
4. Усиление роли алгоритмов ИИ, которые будут не только сигнализировать о выходе параметров за порог, но и классифицировать тип дефекта и предлагать оптимальные действия по обслуживанию с учетом реального состояния сети и экономических ограничений.
Андрей Кудрявцев: Не хочу выделить какой-то один тренд. Использоваться должны любые мониторинговые системы, применение которых экономически обосновано. И диагностировать необходимо всё, что приносит заметные убытки. Ничего не будет пропущено.
