Возрастающая сложность и более высокие требования к энергосистеме делают более значимым ее техническое состояние, поэтому принципы построения эксплуатационных процессов в электросетевых компаниях основываются на поддержании высокого уровня операционной эффективности, надежности эксплуатируемой сети, а также качества электроэнергии.
Релейная защита и автоматика осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов, в первом случае отключая от системы поврежденный участок, а во втором, в зависимости от характера нарушения, производя операции, необходимые для восстановления нормального режима [1]. Ввиду этого особенно важным является вопрос поддержания работоспособности устройств РЗА и верного определения момента замены старых на новые.
Современные микропроцессорные терминалы РЗА (далее – МПТ РЗА), с одной стороны, обладают большими техническими возможностями, с другой – становятся все более сложными устройствами. Этот факт привел к возникновению проблем у энергетических компаний в поддержании целостности системы РЗА, обусловленных большим числом встроенных функций, мультивендорных инсталляций, различных версий программного обеспечения, инструментов конфигурации устройств, и перевел задачу управления системой РЗА на новый уровень сложности.
Анализ парка устройств РЗА, находящихся в эксплуатации АО «ОЭК», показал высокую степень диверсификации применяемых производителей, аппаратного и программного исполнения, морального и физического износа. Это обусловило такие проблемы, как высокие трудозатраты на проведение регулярного обслуживания большого числа единиц оборудования РЗА, повышенная вероятность возникновения ошибок персонала в процессе обслуживания устройств, отсутствие возможности немедленного обнаружения неисправностей всех составных элементов системы защиты энергообъектов, а также скрытых неисправностей функционирования комплекса устройств РЗА.