|
Форум посвящен вопросам релейной защиты и автоматики (РЗА). Обмену опытом и общению релейщиков. |
Вы не вошли. Пожалуйста, войдите или зарегистрируйтесь.
Советы бывалого релейщика → Делай как я → ТО по состоянию
|
 |
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Коллеги, кто-нибудь перешел на ТО по состоянию согласно 555 приказа Для себя не вижу явных плюсов, объем работ по ТК не сильно отличается от К и В, а требований в части организации системы мониторинга, да и расходов во внедрении и в поддержании его работоспособности не мало. Кто-нибудь может поделиться с реальными примерами внедрений АСМ РЗА и опыта их эксплуатации ? Как организовано? какие системы используете?
Кто-нибудь может поделиться с реальными примерами внедрений АСМ РЗА и опыта их эксплуатации ?
Коллеги, для начала поделюсь докладом об опыте функционирования Системы мониторинга РЗА, которую начали развивать с конца 2000-ых годов, и которая переродилась из СМ РЗА в АСМ РЗА.
Доклад Советника генерального директора АО "Сетевая Компания" (Республика Татарстан) Кандалинцева ВВ об этапах развития мониторинга РЗА и предстоящих планах.
Доклад прозвучал на ТЭФ'2023 в апреле текущего года.
Республика Татарстан - наш пилотный полигон НПП ЭКРА по мониторингу РЗА и переходу на обслуживание устройств РЗА по состоянию.
https://m.youtube.com/watch?v=gJJPkDJ8gm0
(смотреть с 2:51:00)
Республика Татарстан - наш пилотный полигон НПП ЭКРА по мониторингу РЗА и переходу на обслуживание устройств РЗА по состоянию.
https://m.youtube.com/watch?v=gJJPkDJ8gm0
(смотреть с 2:51:00)
Результат практический есть какой-нибудь, кроме того, что теперь инженер РЗА придя на работу в своей почте может увидеть файл работы РЗА и дежурный может не быстро, как раньше бегать и переписывать блинкера?
Если посмотреть запись без звука, то все скучали. Павлушко, так вообще нырнул в смартфон вначале и вынырнул в конце.
https://m.youtube.com/watch?v=gJJPkDJ8gm0
(смотреть с 2:51:00)
Дополнение к докладу АО “Сетевая компания” о технических опциях системы – доклад НПП ЭКРА об cистеме и аспектах применения АСМ РЗА: https://m.youtube.com/watch?v=OkyMgI-KVIk (смотреть с 1:28:20)
Из ключевого:
1) система имеет объектовый уровень и уровень ЦУС;
2) на объектовом уровне решаются:
- оперативные задачи автоматическим формированием паспорта аварии по локальным данным этого объекта [экспресс-анализ аварии с формированием локального паспорта аварии]. На основании паспорта экспресс-анализа оперативно можно разобраться что произошло + принять решение о возможности скорейшего ввода отключенного оборудования;
- предоставляются все данные о работе оборудования с объекта на верхний уровень с сохранением архива событий на объектовом уровне;
3) на уровне ЦУС решаются оперативные и неоперативные задачи.
К оперативным относим:
- сбор информации с объектов по отключению, формирование полного паспорта аварии по данным с объекта где произошло отключение и прилегающим объектам;
- проверка корректности выводов, помощь в принятии решений о возможном вводе отключенного оборудования ;
- [по практике] ускорение до нескольких раз скорости принятия решения о восстановлении электроснабжения и поиске причины отключения;
- анализ корректности работы РЗА;
К неоперативным задачам можно отнести:
- анализ поведения защит ПС при отключении или аварии (например, срабатывании измерительных и пусковых органов [без срабатывания защиты] на терминалах соседних ВЛ для оценки корректности действий] для оценки технического состояния и качества функционирования РЗА;
- на основе вышеописанного анализа принятие решений об отсутствии необходимости проведения ТО, либо о необходимости вывода смежных защит для анализа их поведения и проведения внепланового ТО;
- передача заявок в систему ТОиР [стороннего производителя или собственный программный модуль] для проведения ТО с рекомендациями по проверке;
- формирование планов проведения ТО и управления ими;
- ведение ретроспективного архива данных обо всех срабатываниях защиты РЗА, а также отдельных её пусковых измерительных органов не приводящих в конечном итоге с срабатыванию самой защиты (например, измерительных орган по минимальному напряжению);
- управление заявками на ТО;
- хранение документации по эксплуатируемой РЗА
Дополнительно:
1) Анализ правильности функционирования устройств РЗА, в т.ч. в соответствии с требованиями ПАО «Россети» согласно СТО 34.01-4.1-007-2018 «Технические требования к автоматизированному мониторингу устройств РЗА, в том числе работающих по стандарту МЭК 61850»;
2) работа с РЗА любых производителей, в т.ч. иностранных;
3) сбор информации и анализ срабатывания с электромеханики и микроэлектроники по средствам промежуточных РАС;
4) контроль за изменениями уставок и конфигураций;
5) работа, анализ и архивирование данных от системы самодиагностики терминала;
6) контроль исправности аналоговых цепей тока и напряжения;
7) контроль и расчет ресурса выключателей;
8) планирование и сопровождение ТОиР;
9) приоритизация передаваемых данных об аварии на уровень ЦУС для ускорения решения оперативных задач относительно неоперативных;
Информация на сайте производителя - https://ekra.ru/product/smo/sm/asm-rza/
Коллеги, для начала поделюсь докладом об опыте функционирования Системы мониторинга РЗА, которую начали развивать с конца 2000-ых годов, и которая переродилась из СМ РЗА в АСМ РЗА.
Доклад Советника генерального директора АО "Сетевая Компания" (Республика Татарстан) Кандалинцева ВВ об этапах развития мониторинга РЗА и предстоящих планах.
Доклад прозвучал на ТЭФ'2023 в апреле текущего года.
Республика Татарстан - наш пилотный полигон НПП ЭКРА по мониторингу РЗА и переходу на обслуживание устройств РЗА по состоянию.https://m.youtube.com/watch?v=gJJPkDJ8gm0
(смотреть с 2:51:00)
Послушал доклад, спасибо за ссылку, но вопрос перехода на ТО по состоянию не был раскрыт.
Как я понял, для Сетевой компании основные "плюшки" это
- паспорт аварии (формируемый за 30 секунд) и то была дискуссия, непонятно почему, доверять ли оперативному персоналу этой информации или нет.
- отчет о срабатывании устройства РЗА (формируемый за 10 минут), смущает что умудрились за это время установить место КЗ в баке выключателя и измерить мегаомметром сопротивление изоляции (скорее всего потом была добавлена информация)
- контроль ресурса мех. состояния выключателя
п. 42 555 приказа регламентирует
42. По результатам мониторинга функционирования микропроцессорных устройств РЗА
владельцем объекта электроэнергетики с помощью программно-аппаратных средств системы
мониторинга и анализа функционирования устройств РЗА должно быть обеспечено формирование
отчетов, которые должны содержать следующую информацию:
диспетчерское наименование объекта электроэнергетики, на котором установлено
устройство РЗА;
Хотелось бы на пример этого отчета посмотреть, формированный АСМ РЗА ЭКРА или любого другого производителя и какое участие релейщика в формировании данного отчета.
| Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб. |
непонятно почему, доверять ли оперативному персоналу этой информации или нет
Кому доверять ?
А кому/чему Вы доверяете используя автоматизированные инструменты расчетов ТКЗ ?
А кому/чему Вы доверяете используя в этих инструментах тех.характеристики оборудования ?
А кому/чему Вы доверяете используя автоматизированные инструменты расчета уставок на терминал РЗА ?
А кому/чему Вы доверяете забив уставки в терминал РЗА согласно Бланку уставок ?
А кому/чему Вы доверяете получив результаты автоматизированного расчета режимов энергосистемы ?
Продолжать можно до бесконечности, ответ на эти вопросы един. Как следствие, любая иная автоматизированная система, в т.ч. АСМ РЗА, не будет исключением.
Если Вы эксплуатирующая организация - напишите в личку свои координаты, и мы проведем для Вас отдельную презентацию с демонстрацией решений.
Также сетевые и генерирующие компании с удовольствием все обмениваются передовым опытом, думаю что представители компании первого докладчика не откажут в экскурсии.
Как я понял, для Сетевой компании основные "плюшки" это
- паспорт аварии (формируемый за 30 секунд) и то была дискуссия, непонятно почему, доверять ли оперативному персоналу этой информации или нет.
- отчет о срабатывании устройства РЗА (формируемый за 10 минут), смущает что умудрились за это время установить место КЗ в баке выключателя и измерить мегаомметром сопротивление изоляции (скорее всего потом была добавлена информация)
- контроль ресурса мех. состояния выключателя
Какие это плюшки?!
Зачем за 30 секунд паспорт аварии, когда срок расследования 20 дней? Что это дает, кроме затрат на общую стоимость оборудование, эксплуатационных затрат и затрат на обновление ПО?
Отчет о срабатывании РЗА за 10 минут, что дает?
зачем оперативному персоналу контролировать мехресурс состояния выключателей? Это должны делать компетентные люди (те кто придумал, интересно паспорта на выключатели видели? Мехресурс, например 30000 операций. Т.е. 29998 не замечали, что ресурс исчерпывается, а на последних двух проснулись?!), либо если мы доверяем МП РЗА такой вопрос (а судя по выступлению, у нас не Грузия и не Германия, чтобы нашим МП такие вещи доверять), то МП РЗА должна, заблокировать включение выключателя от ключа управления. Оперативника, что ли будем обвинять, если он перед опробованием линии не проверил ресурс выключателя, а он при включении взорвался? А если не оперативника, то МП РЗА после блокировки включения, должно письмо начальнику службы подстанций отправить с приветом от выключателя, которое она не включила.
От МП РЗА нужны достоверные сигналы, чтобы ни у одного руководителя не было сомнений, что работа светодиодов и флажков реле была правильная.
были раньше на сайтах фото РУ из той же Германии. Так там фасадные панели пустые, ни приборов, ни ключей. Тратить миллионы на МП защиты, чтобы потом оперативник, после их работы, проводил осмотр шкафов, на предмет, что доверять нельзя нашим МП защитам это же смешно.
Вообще мое мнение, что если мы ставим на присоединение МП терминал с функциями АУВ и у выключателя, которым идет управление с этого терминала не закончился срок эксплуатации, первично назначенный заводом изготовителем, то никаких оперативных токов мы не должны снимать. Лишние операции приводят только к авариям. Покупаем, как мы заявляем финансистам высоконадежное оборудование, а сами про это оборудование технарям врем, что а вдруг выключатель сам включится. И одно из главных доказательств, что нет массовых отказов в самопроизвольном включении выключателей.
Это должны делать компетентные люди (те кто придумал, интересно паспорта на выключатели видели? Мехресурс, например 30000 операций. Т.е. 29998 не замечали, что ресурс исчерпывается, а на последних двух проснулись?!), либо если мы доверяем МП РЗА такой вопрос (а судя по выступлению, у нас не Грузия и не Германия, чтобы нашим МП такие вещи доверять), то МП РЗА должна, заблокировать включение выключателя от ключа управления. Оперативника, что ли будем обвинять, если он перед опробованием линии не проверил ресурс выключателя, а он при включении взорвался? А если не оперативника, то МП РЗА после блокировки включения, должно письмо начальнику службы подстанций отправить с приветом от выключателя, которое она не включила.
Если контроль за механическим и коммутационным ресурсами (это 2 разных параметра) выключателя возложено на АУВ МП РЗА
То современные алгоритмы позволяют как настроить предупредительную сигнализацию о приближении ресурсов к истощению, так и блокировать включение при истощении ресурса
Другими словами, устройства РЗА могут как заранее предупредить персонал о проблеме = > ресурс истощается - принимайте меры
Так и не дать проблеме развиться во что то худшее = > защита от дурака при включениях
Если контроль за механическим и коммутационным ресурсами (это 2 разных параметра) выключателя возложено на АУВ МП РЗА
То современные алгоритмы позволяют как настроить предупредительную сигнализацию о приближении ресурсов к истощению, так и блокировать включение при истощении ресурсаДругими словами, устройства РЗА могут как заранее предупредить персонал о проблеме = > ресурс истощается - принимайте меры
Так и не дать проблеме развиться во что то худшее = > защита от дурака при включениях
Я то это понимаю, и у нас на сотнях выключателях стоят МП терминалы с АУП, и что это плюшка, я не назову. Для меня это как иметь в компьютере функцию вызывающую калькулятор, т.е. штатная установка.
Я веду это к тому, что в Правилах переключений и правилах оснащения РЗА, должно быть, что при наличии в МП терминалах функции контроля мехресурса или коммутационного ресурса, в нормальной схеме должен быть введен автоматический запрет на включение выключателя при превышении любого из ресурсов. С точки зрения права аналогичная строка в Правилах снимает ответственность с дежурного, перекладывая ее на компетентных работников.
Тоже с оперативным током, тоже с проверкой положения выключателей и другими вопросами. Не Грузией с Германией надо было восхищаться, а самому, что-то делать.
И тогда плюшка в том, что часть мероприятий, чисто организационные, без финансовых вливаний, но значительно снижают аварийность и повышают оперативность за счет сокращения времени переключений. Это раньше два АП-50 на панели стояло, один из которых был оперативным током. Сейчас давно уже такого нет. И плакаты вещать давно некуда, во многих случаях.
Коммутационный ресурс, конечно важен и он не большой. А механический, на десятки тысяч коммутаций - его если и вести, то только на специальных производствах, где в день по несколько раз включение и отключение происходит. В остальных случаях, сам ресурс значительно дольше, чем срок эксплуатации выключателей.
Такой момент тоже, ресурс ведет терминал. Если мы производим аварийную замену терминала, то много ли по стране персонала, который взял и перед вводом в работу вновь установленного терминала, залил в него количество ресурса из снятого для ремонта терминала.
Мудрец мудрецу (или дурак дураку) рознь. Как-то при работе мастером МСРЗАИ на ТЭЦ встретился с таким примером. Выключатель то ли МКП-220, толи У-220 (за давностию лет уж и не припомню, но скорее - первое) при постановке линии под напряжение (ответственнейшая линия, к тому же самая проблемная, на ее долю приходится более половины аварийных отключений ВЛ 220, 110 кВ) отключается 5 ступенью защиты от замыканий на землю. Диспетчер командует местному оперативному персоналу: включай!. Включили, результат тот же. И так раз пять - шесть. Местные оперативщики воют: да мы убъем выключатель! Да, убили не только выключатель, но и ВЧЗ. Спасибо, взорвался не мой, а связистов.
Проблема оказалась простая. При плановом ТО заменили нашлепку, отвечающую за первый контакт ввода с контактной траверсой. Списали на производителя (ушел на пенсию единственный компетентный изготовитель). Вот и вычисляй моторесурс выключателя.
Хотелось бы на пример этого отчета посмотреть, формированный АСМ РЗА ЭКРА или любого другого производителя и какое участие релейщика в формировании данного отчета.
Насколько я понял из выступления В.В. Кандалинцева по ссылке выше, "паспорт аварии" - была изначальная задумка на тот момент (напомню, речь идёт о 2000-х) и она теперь не является основной в АСМ.
Да, действительно, при множественном потоке событий персонал может запутаться. Но паспорт в этой ситуации - это как интернет для доктора, куда можно заглянуть; при этом квалификация самого доктора должна соответствовать требуемому уровню.
Что касается самой АСМ, то конечно, её задачи на современном уровне должны быть шире, с уклоном на стандарты 61850, применительно к терминалам различных типов и фирм.
Как мне видится, так это должен быть некоторый базис, способный пользователю спокойно вынуть нужную цифру и при помощи специального конструктора экспертно настроить то, что можно реализовать на данный момент развития техники. Что-то по аналогии РЕТОМа у опытного пользователя.
Представляется также, будет полезным иметь и библиотеку с примерами реализации доступной глубины мониторинга. В части аварий, это может быть как сработала, например, ДЗШ - смотреть и сравнивать, был ли пуск УРОВ во всех других терминалах, все ли входы РПВ и РПО правильно переключились при смене положения выключателя и т.д.
И ещё вопрос, нужно ли включать составление алгоритмов мониторинга в проект, по-аналогии с SCD моделью для ЦПС 2 и 3 уровней? По-грамотному, надо рассматривать реальную жизнь, когда на объекте не только одна ЭКРА. Да и имеет место быть реконструкции в последующем, когда будет другой тип терминала.
Но паспорт в этой ситуации - это как интернет для доктора, куда можно заглянуть; при этом квалификация самого доктора должна соответствовать требуемому уровню.
Типа, как в анекдоте:
- Доктор, а можно я загуглю симптомы своей болезни?
- Не занимайтесь самолечением, я сам загуглю!
Добавлено: 2023-07-03 10:41:19
Мудрец мудрецу (или дурак дураку) рознь. Как-то при работе мастером МСРЗАИ на ТЭЦ встретился с таким примером. Выключатель то ли МКП-220, толи У-220 (за давностию лет уж и не припомню, но скорее - первое) при постановке линии под напряжение (ответственнейшая линия, к тому же самая проблемная, на ее долю приходится более половины аварийных отключений ВЛ 220, 110 кВ) отключается 5 ступенью защиты от замыканий на землю. Диспетчер командует местному оперативному персоналу: включай!. Включили, результат тот же. И так раз пять - шесть. Местные оперативщики воют: да мы убъем выключатель! Да, убили не только выключатель, но и ВЧЗ. Спасибо, взорвался не мой, а связистов.
Проблема оказалась простая. При плановом ТО заменили нашлепку, отвечающую за первый контакт ввода с контактной траверсой. Списали на производителя (ушел на пенсию единственный компетентный изготовитель). Вот и вычисляй моторесурс выключателя.
Это у вас отключался выключатель от защит. У меня примеры есть поинтересней. Например, аналогичный выключатель У-110, выходит из капремонта, с полным коммутационным ресурсом. Месяц находится в работе, а через месяц, на баке одной из фаз отваливается краник, для отбора проб масла, который приварен к патрубку, через который масло заливают в выключатель. Масло из фазы вытекает, бак пустой, коммутационный ресурс равен нулю. Какой терминал может это отследить и в почту кого-нибудь отправить нужное сообщение? А когда покупали терминалы, всем разрекламировали, что теперь можно сокращать персонал на объекте, и дистанционно контролировать параметры. А такой случай не единичный (не уход масла, а отсутствие контроля за некоторым оборудованием), и неизвестно вчера или месяц назад масло из бака вытекло.
Кому доверять ?
А кому/чему Вы доверяете используя автоматизированные инструменты расчетов ТКЗ ?
А кому/чему Вы доверяете используя в этих инструментах тех.характеристики оборудования ?
А кому/чему Вы доверяете используя автоматизированные инструменты расчета уставок на терминал РЗА ?
А кому/чему Вы доверяете забив уставки в терминал РЗА согласно Бланку уставок ?
А кому/чему Вы доверяете получив результаты автоматизированного расчета режимов энергосистемы ?
Продолжать можно до бесконечности, ответ на эти вопросы един. Как следствие, любая иная автоматизированная система, в т.ч. АСМ РЗА, не будет исключением.
Судя по семинару, как раз РЗА исключение, и доверять нашей РЗА нельзя.
Вы когда за руль автомобиля садитесь, то доверяете информации на приборной доске в виде сигналов, от которой зависит ваша жизнь и ваше финансовое состояние?
Часто ли вы разгоняясь на автомобиле. сомневались, что он врёт в показаниях скорости или что бак почти пустой, а он не пустой?
РЗА ведь тоже можно при желании сделать такую, чтобы ни у кого не возникало сомнений в правильности ее работы. Только надо начать делать.
За пару десятков лет работы ни разу не видел и не слышал (может просто не везло), чтобы кто-то из инженеров РЗА стоял с секундомером и замерял, сколько надо времени дежурному подстанции осмотреть на предмет выпавших блинкеров, и что надо сделать, как и где их расположить, чтобы это время было минимальным и ошибки персонала при записях были минимальными. Я это к тому, что авиаторы так делают, автомобилисты так делают. Многие из тех кто считают режимы. вообще никогда не были на объектах, за исключением институтской практики, когда кроме названия объекта еще ничего не понимаешь.
Кому доверять ?
А кому/чему Вы доверяете используя автоматизированные инструменты расчетов ТКЗ ?
А кому/чему Вы доверяете используя в этих инструментах тех.характеристики оборудования ?
А кому/чему Вы доверяете используя автоматизированные инструменты расчета уставок на терминал РЗА ?
А кому/чему Вы доверяете забив уставки в терминал РЗА согласно Бланку уставок ?
А кому/чему Вы доверяете получив результаты автоматизированного расчета режимов энергосистемы ?
Продолжать можно до бесконечности, ответ на эти вопросы един. Как следствие, любая иная автоматизированная система, в т.ч. АСМ РЗА, не будет исключением.
У меня таких вопросов не возникало, я указал, что у участников конференции возникала соответствующая дискуссия.
Этот список можно дополнить еще и автоматизированными проверками устройств РЗА (которым я также доверяю).
АСМ рассматриваю исключительно с точки зрения перехода на ТО по состоянию согласно 555 приказа, остальной функционал заменяет АСУТП и реализованные функции РЗ и мониторинга внутри терминала РЗА.
Дело в том, что если смотреть приложение №3 ОБЪЕМ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ, ПРОВОДИМЫХ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
то при по ТО по состоянию в любом случае необходимо делать ТК (технический контроль) также 1 раз в 4 года вместо К и В соответственно, а это значит необходимо выводить присоединение, допускаться, готовить протоколы ТК и т.д.
При К дополнительно по сравнению с ТК необходимо делать
п. 2 Считывание из памяти терминала РЗА файлов параметрирования
п. 22 Проверка формирования сообщений от терминалов о нарушении обмена информацией по цифровым каналам связи
п. 24.1 проверка правильности подключения цепей тока и напряжения к МП терминалу с использованием устройства отображения
п. 24.13 проверка параметрирования и конфигурирования заданию и сохранение файла параметрирования
п. 24.14 контроль значений текущих параметров и исправного состояния устройства по дисплею терминала, сигнальным элементам и сообщениям (сигналам) АСУ ТП (делаем и при осмотре);
п. 24.15 очистка памяти встроенного регистратора (осциллографа)...
п. 24.16 контроль (установка) текущего времени.
Все эти работы занимают не более 30 минут.
При В по сравнению с К дополнительно добавляется
п. 10 проверка параметров срабатывания (уставок) одного из основных измерительных органов микропроцессорного (далее - МП) устройства РЗА
То есть трудозатраты на персонал РЗА при переходе на ТО по состоянию, на первый взгляд, кажутся не особо уменьшенными, учитывая еще и дополнительно поддержание самой АСМ и ведение отчетности.
Это у вас отключался выключатель от защит. У меня примеры есть поинтересней. Например, аналогичный выключатель У-110, выходит из капремонта, с полным коммутационным ресурсом. Месяц находится в работе, а через месяц, на баке одной из фаз отваливается краник, для отбора проб масла, который приварен к патрубку, через который масло заливают в выключатель. Масло из фазы вытекает, бак пустой, коммутационный ресурс равен нулю. Какой терминал может это отследить и в почту кого-нибудь отправить нужное сообщение? А когда покупали терминалы, всем разрекламировали, что теперь можно сокращать персонал на объекте, и дистанционно контролировать параметры. А такой случай не единичный (не уход масла, а отсутствие контроля за некоторым оборудованием), и неизвестно вчера или месяц назад масло из бака вытекло.
Ну тут сам персонал РЗА виноват, что не уследил за проектом, не убедил руководство на замену выключателя.
А в теории, можно просто тогда поставить датчик уровня масла и завести его в терминал.
Тут вопрос помимо трудоемкости - ответственность.
Допустим вы все эти работы сделаете за 30 минут и результат у вас будет удовлетворительный, а через месяц произойдет отказ.
Если мы принимаем работать "по состоянию", то вопрос о вашей квалификации и о качестве работы, после произошедшего отказа, вполне будет правомерным. Будь то Россети или другая сетевая, вполне правомерно скажут, ну и что Минэнерго подписало приказ, не посоветовавшись ни с кем и не проработав его, а вы зачем тут тогда?
Добавлено: 2023-07-04 10:42:12
Ну тут сам персонал РЗА виноват, что не уследил за проектом, не убедил руководство на замену выключателя.
А в теории, можно просто тогда поставить датчик уровня масла и завести его в терминал.
В данном случае, не о виноватых надо говорить, а о направлении развития РЗА. Судя по семинару, так вообще не туда идет развитие, если это можно назвать развитием.
Если мы принимаем работать "по состоянию", то вопрос о вашей квалификации и о качестве работы, после произошедшего отказа, вполне будет правомерным.
Не совсем понял, что вы имеете ввиду.
Ответственность она есть всегда, как и при ТК в рамках "ТО по состоянию", таки при К и В в рамках планово-предупредительного ремонта.
В этом приказе я не нашел определения "ТО по состоянию" устройств РЗА, обычно "ТО по состоянию" (condition based maintanance) подразумевает начало проведения ТО по оценке фактического состояния оборудования и увеличение циклов ТО, а тут такого нет.
Не совсем понял, что вы имеете ввиду.
Ответственность она есть всегда, как и при ТК в рамках "ТО по состоянию",.
Например, я провел на присоединении 110 кВ объекта ТК в рамках "ТО по состоянию". Результаты удовлетворительные.
Через месяц, неправильно от защит на этом присоединении отключается выключатель. У потребителя ущерб. Он предъявил претензии на возмещение энергосбытовой компании. она перевыставила сетевой. Сетевая внутри себя ищет виноватого. Кого надо назначать виноватым?
В данном случае ответственность это не пальцем грозить и не кулаком по столу и выговор. С кого деньги брать за неправильную работу?
1.
При В по сравнению с К дополнительно добавляется
п. 10 проверка параметров срабатывания (уставок) одного из основных измерительных органов микропроцессорного (далее - МП) устройства РЗА
То есть трудозатраты на персонал РЗА при переходе на ТО по состоянию, на первый взгляд, кажутся не особо уменьшенными, учитывая еще и дополнительно поддержание самой АСМ и ведение отчетности.
Разве в Приказе №555 где-то сказано что при переходе на ТО по состоянию должно оставаться и К, и В, и все остальные виды работ ? и тем более в прежнем объеме ?
2.
Например, я провел на присоединении 110 кВ объекта ТК в рамках "ТО по состоянию". Результаты удовлетворительные.
Через месяц, неправильно от защит на этом присоединении отключается выключатель. У потребителя ущерб.
А как этот вопрос сейчас решается с системами мониторинга первичного оборудования ? Точно также: провели ТО по регламентам (некоторые более 40 лет не пересматривались) = все норм, система мониторинга первички показывает проблему... Далее отключение аварийное... За примерами далеко ходить не нужно.
Увы и ах, но ситуация в РЗА не уникальна, и все описанные проблемы уже решаются в ЕЭС на смежных системах, и так везде.
3. Написано изначально:
Дополнительно:
2) работа с РЗА любых производителей, в т.ч. иностранных;
3) сбор информации и анализ срабатывания с электромеханики и микроэлектроники по средствам промежуточных РАС;
Написано в комментариях (в видео эти же мысли и перечисляются производители с кем состыкована система):
По-грамотному, надо рассматривать реальную жизнь, когда на объекте не только одна ЭКРА. Да и имеет место быть реконструкции в последующем, когда будет другой тип терминала.
В чем логика ?
4.
Судя по семинару, так вообще не туда идет развитие, если это можно назвать развитием.
Зачем писать десятки сообщений, тратить время и кучу энергии чтобы уверять что кто-то идет не туда ? Может быть стоит дать шанс иметь собственные заблуждения ?
Кто-то идет не туда, кто-то в "староверах" остался с убеждением что и так по нормам все хорошо и потребителю не нужно включать питание быстро и оперативно, а еще и осциллограммы высылать по почте выезжая для их получения на объект... Истина будет где-то посередине, а с учетом падения квалификации на объектах и повышение скорости принятия решений экспертные системы будут востребованы всегда и не только в электроэнергетике.
Согласен, что неудобно осознавать возможность замены собственных глубоких и уникальных компетенций в РЗА "бездушной машиной", но увы это время настает [наступало и ранее, десятилетия и столетия назад] в большинстве областей знаний и техники...
5.
Я не рекомендую так делать, включите – это крайне полезно. Вообще мне кажется это "вишенка на нашем торте" [сарказм], просто как краткое содержание пары тысяч написанных ранее постов)))
Коллеги, кто-нибудь перешел на ТО по состоянию согласно 555 приказа Для себя не вижу явных плюсов, объем работ по ТК не сильно отличается от К и В, а требований в части организации системы мониторинга, да и расходов во внедрении и в поддержании его работоспособности не мало. Кто-нибудь может поделиться с реальными примерами внедрений АСМ РЗА и опыта их эксплуатации ? Как организовано? какие системы используете?
Добрый день.
Сугубо личное мнение: Всё сводится к уменьшению количества обслуживающего персонала на предприятии (экономия средств) и, скорее всего, переходу на аутсорсинг. Капитал деньги считает хорошо. Для "эффективных" менеджеров безразлична надёжность электроснабжения. Так далеко они не смотрят. Главное сэкономить денег для хозяина и получить годовой бонус.
Но плюсы во внедрении АСМ РЗА бесспорно тоже есть.
У нас пока не внедряли такой системы.
Для "эффективных" менеджеров безразлична надёжность электроснабжения. Так далеко они не смотрят.
Полностью с Вами согласен, но вы не правы в том, что судя по-вашему мнению эти менеджеры виноваты в плохой надежности электроснабжения. Большинству менеджеров, что сказали, то они и принимают за чистую монету. А говорят вашим менеджерам ваши же начальники.
Наверное, в силу культуры эксплуатации, сложившейся в советское время к большинству электротехнической продукции не применяют понятия "ресурс", которое по определению говорит о том, что вне зависимости от состояния оборудования или детали, если оно отработало установленный срок, то больше не должно эксплуатироваться. И когда менеджеру говорят, что надо бы заменить реле стоимостью 7 тыс. ₽ на новый терминал стоимостью 200 тыс. ₽, конечно он пугается и начинает задавать вопросы, на которые не слышит ответа от своих же работников. Вердикт понятен - ничего не делаем.
А вот когда этим менеджерам, после их слов говоришь, что окей, ничего не делаем, но если завтра будет короткое замыкание, то послезавтра надо будет раскошеливаться на кабель, выключатель, опять таки новый терминал и это будет стоить не 200 тыс. ₽, а мильоны ₽, плюсом хождения по судам с потребителями, то это никого не оставляло без внимания. Решение могло быть иное, чем покупка терминала, который хотели, но дело начинало двигаться с места.
Конечно один из вопросов менеджера был, что дескать мы что же не делаем какие-то проверки правильности работы. И когда вменяемому человеку объясняешь, что если у реле закончился срок эксплуатации, то даже при удовлетворительных результатах проверки, на следующий день оно может не сработать и тогда сгорит кабель и выключатель, то это не остается без внимания. А если еще вести настоящую статистику и приводить примеры, то процесс обновления начинается. И конечно статистика это не то, что там в актах на сайт выкладываешь, чтобы тебя не полоскали на всю страну. Нужно приводить конкретные примеры реальных событий. с суммами во сколько обошлось короткое замыкание.
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Советы бывалого релейщика → Делай как я → ТО по состоянию
