В настоящее время все магистральные газопроводы (МГ) Российской Федерации и стран ближнего зарубежья относятся к промышленным объектам повышенной опасности [1–3], и независимо от режимов работы электроприводных компрессорных станций (КС) с каждым годом федеральными и отраслевыми нормативно-техническими документами ужесточаются требования обеспечения повышенной надежности и безаварийности работы всего оборудования. Это обусловлено не только объективными причинами (устаревшее оборудование, ненадежное электроснабжение КС и т. п.), но и нередко наличием неквалифицированного обслуживания и попыток внешнего проникновения.
В этой связи в соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 г. и СТО Газпром 2-3.5-454-2010 разработка универсальных систем мониторинга надежности нефтегазовых объектов, действующих в режиме реального времени и позволяющих осуществлять контроль и управление при различных уровнях и в масштабах систем, является задачей первого приоритета по повышению надежности и безопасности систем энергетики. Кроме того, пункты 4.11.1, 4.11.2 и 4.11.6 правил СТО Газпром 2-3.5454-2010 [1] регламентируют осуществление контроля работоспособности, надежности и безопасности оборудования КС с помощью технических и программных средств мониторинга и диагностики. Они должны с требуемой достоверностью производить оценку технического состояния оборудования КС и прогнозировать его изменение не менее чем за период до следующего проведения измерений. Установка систем мониторинга и диагностики должна обеспечиваться при новом строительстве и реновации КС, а также в процессе модернизации эксплуатируемых КС. Вводимые в эксплуатацию полнофункциональные системы должны обеспечивать эксплуатацию КС с учетом фактического состояния каждого конкретного объекта диагностируемого оборудования.
Более того, в Программе ПАО «Газпром» [2] содержатся основные положения по системам диагностики. В части электроприводных газоперекачивающих агрегатов (ЭГПА) как основных агрегатов КС общим является проведение следующих видов работ: