Введение С начала XX века большинство развитых стран по всему миру производили энергию централизованно. Это обуславливалось географическими, экономическими, экологическими и многими другими факторами. К примеру, гидроэлектростанции не функционировали в местах без природного водотока значительного размера с перепадами в уровнях воды, а угольные станции невозможно было построить рядом с населенными пунктами, т.к. загрязненный воздух слишком сильно влиял на его жителей [1].С развитием энергетики в 1980-х годах XX века ситуация начала меняться, поскольку появились газотурбинные и парогазовые установки с КПД, достигающим 55-60%. В большинстве случаев использование распределенной генерации увеличило затраты на единицу получаемой энергии, однако такие преимущества как когенерация тепла, высокий уровень отказоустойчивости и др. позволили сделать данный способ получения энергии удобнее и выгоднее, чем централизованная выработка [2].На данный момент наибольшее распространение среди установок для распределенной генерации получили микротурбины. При утилизации тепла коэффициент их полезного действия варьируется от 60-70%, при этом микротурбинные установки способны работать на различных видах топлива от природного газа до керосина. Учитывая низкое содержание вредных веществ в выхлопных газах современных установок среди прочих преимуществ распределенной генерации можно выделить и ее безопасность для окружающей среды [3]. Основная часть Стандартно микротурбинная установка включает в себя следующие компоненты: генератор;компрессор;рекуператор;котлел-утилизатор;микротурбину с обвязкой;систему автоматического управления с пультом;аккумуляторы;систему воздушного охлаждения;другое дополнительное оборудование (по необходимости).В эксплуатации микротурбинные установки неприхотливы. Физическое присутствие для контроля над их работой не требуется, все действия можно совершать дистанционно [4-5].Наиболее ответственным и наименее долговечным узлом микротурбинной установки является турбогенератор [6].   Рис. 1. Общий вид турбоагрегата  Самая важная часть турбогенератора – ротор. Он изготавливается из стали высокой прочности и размещает на себе:втулку высокоскоростного синхронного генератора с 2-мя запрессованными постоянными магнитами; колесо одноступенчатой центростремительной турбины;колесо одноступенчатого центробежного компрессора [7-9].Ротор турбогенератора располагается на двух опорах: первая - между втулкой генератора и колесом компрессора, а вторая опора со стороны торца втулки генератора.Первой опорой является гидродинамический подшипник, а второй - упорный керамический подшипник качения, который устанавливается в статорной части через промежуточные плавающие кольца. Оба подшипника смазываются и охлаждаются высококачественным синтетическим маслом [10].Существуют регламентные сроки по обслуживанию микротурбинных установок, к примеру интервал замены масла в турбогенераторе 24 000 моточаса, а в дожимном компрессоре 8000 моточасов. Однако невозможно спрогнозировать оптимальный интервал обслуживания всех узлов установки в силу определенных особенностей каждого из них. Например, интервал замены подшипников ротора турбогенератора зависит от ряда нюансов, в том числе и от режима эксплуатации микротурбины. В случае работы с постоянной нагрузкой без частных пусков и остановок, быстрее всего из строя выйдет упорный керамический подшипник качения, в противном же случае наибольшему износу будет подвержен гидродинамический подшипник [11]. Описание предложенного решения С целью дополнительного повышения ресурса микротурбинной установки и снижения затрат на ее обслуживание, была разработана система активного мониторинга, контролирующая состояние опор ротора турбогенератора в режиме реального времени.   Известно, что в процессе работы изношенного подшипника качения наблюдается характерный люфт, биение, в результате чего появляются не характерные звуки – скрежет, хруст и т.п., а также что в процессе работы изношенного гидродинамического подшипника наблюдается контакт вала и вкладыша, в результате чего температура подшипникового узла растет. На основании уровня шума вблизи опор, температуры опор ротора турбогенератора, вибраций ротора выполняется мониторинг его износа в режиме реального времени. Основной задачей системы мониторинга стало своевременное оповещение ответственного о наблюдающихся отклонениях в температурных, вибрационных и шумовых характеристиках, свидетельствующих о вероятном выходе их строя подшипникового узла. Рис. 2. Схема подключения компонентов мониторинга Основными компонентами системы мониторинга стали:Контроллер Arduino Uno.Датчик обнаружения звукаДва температурных датчика DS18B20.Датчик вибрации на основе LDT0-028. Wi-Fi маршрутизатор.Арендованный VPS сервер с ОС Debian 10.Программное обеспечение Zabbix 5.0 LTS.Контроллер Arduino Uno программируется через COM порт с использованием USB интерфейса компьютера. В процессе работы контроллера задействуются готовые библиотеки:ESP8266WiFi для подключения к точке доступа;OneWire для обмена данными с датчиками;DallasTemperature для интерпретации значений, полученных с датчика температуры.Алгоритм работы контроллера следующий:Подключение к Wi-Fi сети со статическим IP адресом;Считывание значений температуры, вибрации и уровня шума;Вывод значений в виде гипертекстового документа в формате HTML.  Рис. 3. Полученные с контроллера значения  Расположенный вблизи контроллера Wi-Fi маршрутизатор, подключенный к сети Internet, перенаправляет все запросы, поступающие на 80 порт по внешнему статическому IP адресу на локальный IP адрес и порт контроллера.     Рис. 4. Пример перенаправления запросов   На арендованном VPS сервере с ОС Debian 10 последовательно устанавливаются и настраиваются:Web Server Apache;Необходимые PHP модули;Сервер и клиент баз данных MariaDB;Zabbix Server.      Рис. 5. Настроенные и запущенные службы сервера мониторинга  Используя CURL запрос, сервер мониторинга раз в секунду считывает значения температуры, вибрации и шума, после чего сохраняет их в базе данных. На основании накопленных значений встроенными инструментами строятся графики параметров относительно времени. Алгоритм задания триггеров позволяет отправлять ответственному уведомления о превышении пороговых значений, при этом средство оповещения позволяет делать это как в виде звонка, так и в виде сообщения в мессенджере, письма на электронную почту и многими другими способами.   Рис. 6. Примеры полученных графиков температуры  Известна кривая износа трущихся поверхностей, которую можно условно разделить на три стадии:Приработка контактных поверхностей;Установившийся износ покрытия контактных поверхностей;Катастрофический износ.Первая стадия отличается резким возрастанием веса материала покрытия, удаленного с трущихся поверхностей. Обычно составляет не более 5–10% от общего ресурса подшипникового узла. Вторая стадия отличается равномерным износом и значительно большим ресурсом работы по сравнению с первой фазой — около 90–95% от общего ресурса подшипникового узла. На последней стадии дальнейшая эксплуатация подшипникового узла становится практически невозможной [12].Настройка триггеров для системы мониторинга основывается на собранных в процессе эксплуатации данных. Значения температуры, вибрации и шума фиксируются на протяжении полного цикла работы каждого из подшипниковых узлов и интерпретируются на основании фаз износа трущихся поверхностей. После получения пороговых значений, характеризующих время оптимального обслуживания подшипникового узла, устанавливается порог срабатывания для триггера, и система мониторинга начинает функционировать. Используемый программный компонент позволяет создать необходимое количество оповещений об остаточном ресурсе роторной опоры, тем самым предоставляя возможность ответственному самостоятельно принимать решение о том, в какой момент времени лучше всего произвести обслуживание установки. В случае работы на серийном производстве, настройку триггеров достаточно сделать один раз и опираться на полученные значения при эксплуатации всех турбоагрегатов данной конфигурации.   Рис. 7. Пример уведомления, поступившего от службы мониторингаВыводы Предложенная в статье система активного мониторинга позволит повысить надежность, продлить срок службы микротурбинных установок и снизить затраты на их обслуживание за счет своевременного обслуживания опор ротора и сокращения общего времени работы установки в режиме катастрофического износа. На основании данных, собираемых системой мониторинга, пользователь получит возможность оценить остаточный срок службы каждой из опор ротора и необходимость ее замены в любой момент времени.