Техническое состояние и остаточный ресурс гидрогенераторов (ГГ) являются важнейшими характеристиками для поддержания эксплуатационной надежности и планирования ремонтных работ. Следует учесть, что имеется большое число ГГ, которым уже более 50 лет. При этом встает вопрос, надо или нет планировать в них замену статорной обмотки. С другой стороны, для ГГ, на которых проведены ремонтные работы, и, тем более, если была выполнена реконструкция, важно иметь информацию о качестве ремонта и о наличии потенциальных дефектов.
Ответы на указанные вопросы могут дать результаты обследований с использованием новых диагностических методов, позволяющих на рабочем напряжении определить наличие дефектов электроразрядного характера в обмотке статора, в пакете активной стали статора, в цепях возбуждения ротора, а также с помощью инфракрасного тепловизора установить отклонения в тепловых процессах ГГ, тепловыделения в подшипниках и т.д. [1].
В данной работе описан опыт обследований гидрогенераторов различных конструкций, различных заводов-изготовителей для горизонтального (рис. 1) или вертикального (рис. 2) расположения вала ротора и, соответственно, турбины. На рис. 1 также даны координаты установки датчиков «по циферблату часов». Однако конструкции активной части ГГ разных типов и разных производителей в значительной степени схожи. Схематические поперечное сечение ГГ приведено на рис. 3, где указаны зоны возможных типичных дефектов: а — участок с возможностью повреждения изоляции стержней; б — участки с возможностью искрений между пластинами пакета.
Для данных типов дефектов с помощью переносного диагностического комплекса «ДКЧР» фиксируются различающиеся разрядные явления, что позволяет по структуре сигналов определить тип и/или форму разрядного явления в дефекте, и с использованием объемной локации выполняется определение зоны, где этот дефект имеет место [2, 3]. Схема проведения измерений с использованием переносного диагностического комплекса «ДКЧР» описана в [3]. При выполнении обследований измерялись следующие характеристики электроразрядной активности (ЭРА).
1. Характеристики отдельного импульса от отдельного дефекта фиксируются по осциллограмме, при этом определяется его структура, амплитуда и временные-характеристики. Это позволяет установить форму разрядного явления и вид дефекта.
2. Характеристики потока импульсов от одного или нескольких дефектов определяются функцией-распределением n(Q), где: Q — амплитуда импульса ЭРА, измеряется или в пКл или в В; n — число импульсов данной амплитуды в единицу времени (здесь используется число импульсов за время, равное периоду промышленной частоты, 50 Гц).
3. Важной характеристикой является мощность ЭРА данного типа, которая определяется по выражению Pxn(Q)•QdQ. Мощность Р является основным параметром, определяющим темп разрушения изоляции от данного дефекта, то есть в итоге оценивает остаточный ресурс. Указанная технология диагностики была применена для большого числа ГГ различного возраста и различных фирм-изготовителей. Ниже на нескольких примерах даны результаты этих обследований, а также результат ремонта для одного из ГГ. 
Обследования гидрогенератора с горизонтальным валом (пример №1)
Результат измерений Для данного ГГ дано наиболее полное описание последовательности обследований. Гидрогенератор с горизонтальным валом (рис. 4) 75 MВA, 428 об/мин, напряжение статорной обмотки 11 кВ, год ввода в эксплуатацию — 1958, чистка ГГ проводится через 4-6 лет, нагрузка в пределах 3090 % мощности в зависимости от потребления электроэнергии. Были выполнены измерения n(Q) по всем точкам, в которых была рассчитана мощность процессов Р от ЭРА.
Определение интенсивности разрядных явлений выполнялось при контроле ЭРА на щитах со стороны возбудителя (В) и противоположный возбудителю (ПВ). Результаты измерений интенсивности по точкам на стороне В дан на рис. 5, а, на стороне ПВ — рис. 5, б для трех видов дефектов с условным делением на:
• ЧР большой амплитуды;
• ЧР средней амплитуды;
• искрения.
На основе анализа диаграмм рис. 6 можно сделать предварительные выводы, которые были уточнены проведением локации:
• имеются следующие предполагаемые явления (с обозначением дефектов): – разряды в изоляции в двух зонах (деф. №1, деф. № 2); – искрение (деф. № 3); 
• определены зоны расположения дефектов:
– деф. №1 расположен на «24 часа», со стороны ПВ;
– деф. № 2 расположен на «16 часов» со стороны ПВ;
– деф. № 3 расположен на «3-5 часов» внутри расточки генератора. Следующим этапом обследований было выполнение локации и определение формы разрядных явлений в каждом дефекте. Результаты даны на осциллограммах рис. 6. Локация проводилась при использовании датчиков «TMP-Y» и портативного осциллографа. Результаты локации:
• деф. №1 (рис. 6, а), обнаруженный дефект соответствует ЧР в изоляции. Зона дефекта на «24 часа».
• деф. № 2 (рис. 6, б), дефект соответствует ЧР в изоляции. Зона дефекта расположена на «16 часов».
• деф. № 3 (рис. 6, в), дефект — искрения. Результат тепловизионного контроля. Состояние охладителей удовлетворительно, резких перегревов на выходе охлаждающего воздуха нет. Отмечено превышение температуры подшипника со стороны ПВ, сектор ориентировочно на «2-5 часов» имеет превышение температуры на 5 оС. Термограмма приведена на рис. 7. Заключение о техническом состоянии гидрогенератора При проведении анализа распределения мощности ЭРА и осциллографирования по торцевым щитам со стороны В (возбудителя) и ПВ определено три зоны дефектов: на «23 ч.», «16 ч.» и «3-5 ч.». Из анализа следует, что на «24 часа» и на «16 часов» имеют место ЧР, на «3-5 часов» — искрения.
Особенности вероятных дефектов:
– для деф. №1 (частичный разряд на «24 часа»), вероятное расположение дефекта показано на рис. 3, поз. «а»;
– для деф. № 2 (частичный разряд в изоляции на «16 часов»), зона также соответствует указанной на рис. 3, поз. «а»;
– для деф. № 3 (искрения в пакете активной стали или из-за коронных разрядов на загрязнениях обмотки) зона указана на рис. 3, поз. «б». Разрядные явления, относящиеся к деф. № 3, имеют малую амплитуду, большое число импульсов (до 200 имп/пер), распределены равномерно и со стороны В и ПВ, однако имеет место некоторое увеличение интенсив-ности со стороны В на «3-5 часов». Указанные явления соответствуют коронным (искровым) разрядам на загрязнениях в обмотке.
Обследования гидрогенератора с вертикальным валом (пример № 2)
Результаты измерений Гидрогенератор с вертикальным валом (рис. 8), 115 MVA, 333 об/мин, напряжение статорной обмотки 17,6 кВ, в эксплуатации с 1960 г., в 2004 г. была проведена полная замена статорной обмотки. Нагрузка в пределах 40-90 % от номинальной мощности. Для контроля ЭРА на этом ГГ установлена система непрерывного мониторинга производства IRIS. Аналогично ГГ в примере №1 проводился анализ интенсивности разрядных явлений с расчетом мощности в точках установки датчиков, указанных на рис. 2.
Были обнаружены два дефекта: деф. №1 — соответствующий ЧР в изоляции и искрения — деф.№2. Осциллографирование с локацией зон деф. №1 (осциллограмма на рис.9, а) и деф. № 2 (осциллограмма на рис.9, б) показало, что зоны дефектов расположены, как указано на рис. 10. При этом явления соответствуют следующим формам разрядов:
– деф. № 1 — частичные разряды в изоляции;
– деф. № 2 — искрения между металлическими частями. Диаграмма изменения мощности для искровых явлений (деф. № 2) показана на рис.11. Как видно из диаграммы, максимальная мощность искровых явлений в зоне на «4 ч.». Данные результаты иллюстрируют возможность локации с использованием анализа мощности потока импульсов. Сопоставление сигналов, измеряемых системой непрерывного мониторинга «IRIS» и комплексом «ДКЧР» (по техгологии ДИАКС) остаются стационарные, постоянно установленные на выводных линейных стержнях датчики — соединительные конденсаторы. 
Блок выводов сигналов от соединительных конденсаторов системы «IRIS» показан на рис. 12. По используемой технологии применяется переносной диагностический комплекс «ДКЧР», датчики которого устанавливаются с наружной поверхности щита. Измерения переносным комплексом проводились с использованием осциллографирования сигнала датчиком «TMP» при перемещении его по окружности щита. В точках с максимальным сигналом фиксировался сигнал, который далее сопоставлялся с сигналом на выходе системы «IRIS», также измеряемый осциллографом. 
Осциллограммы измерений по системе «IRIS» с двух конденсаторов приведены на рис. 13, где даны сигналы, соответствующие ЧР (рис. 13, а) и импульсу помехи (рис. 13, б). Сигналов, соответствующих «искрению», системой «IRIS» не зафиксировано. Сопоставление сигналов с системы «IRIS» и с переносным комплексом «ДКЧР» можно сделать по рис.13, а и 13, в. Как следует из сопоставления, структуры сигналов «ЧР» от «IRIS» и при измерениях на щите переносным комплексом являются тождественными, то есть фиксируют одно и то же явление. Импульсы от помех система ДКЧР не зафиксировала. Таким образом, из результатов сопоставления следует:
1. Система «IRIS» дает информацию о наличии проблем в окрестности линейных выводных стержней, переносной комплекс «ДКЧР» дает информацию обо всех проблемах в обмотке и пакете стали, но, что самое важное, определяет участок статорной обмотки, где данная проблема имеет место, т.е. локализует дефектный узел в ГГ, в котором имеет место ЭРА.
2. Для явлений типа ЧР в корпусной изоляции, расположенных на обмотке вблизи от линейного вывода, обе системы фиксируют одинаковые импульсы (деф. №1).
Проведение ремонта статорной обмотки гидрогенератора по результатам диагностики на рабочем напряжении (пример № 3)
По данному ГГ фактические данные по измерениям приводиться не будут. Гидрогенератор с вертикальным валом имеет следующие характеристики: номинальная мощность — 78 MВA, фактически вырабатываемая мощность, определяемая перепадом воды, 60 % от номинала, напряжение статорной обмотки — 13,8 кВ.
При проведении обследований были зафиксированы два дефекта: деф. №1 — пазовый разряд и деф. № 2 — искрения. Были установлены (аналогично, как указано на рис.10) зоны дефектов при контроле по верхнему щиту. Так как размеры ГГ позволяли размещать датчики по наружной поверхности пакета активной стали, то дополнительно в зонах указанных дефектов была выполнена локация «по высоте».
В результате были получены точные координаты дефектов. После вывода ротора визуальным контролем было обнаружено:
– В зоне деф. №1 имело место ухудшение прессовки стержней, что приводило в работе к вибрации, сопровождающейся пазовыми разрядами.
– В зоне деф. № 2 было зафиксировано наличие следов разрядов в стали. Это вызывало интенсивные искрения. Указанные выше дефекты ремонтом были устранены. Уже после ввода ГГ в работу, при выполнении послеремонтной диагностики, сигналы, соответствующие дефектам, не фиксировались. Это также характеризовало и хорошее качество ремонта, так как наличие разрядов даже малой интенсивности обнаружено не было.
ВЫВОДЫ
1. Описанная технология позволяет фиксировать дефекты и проводить их локализацию на рабочем напряжении с помощью переносного диагностического комплекса без внедрения в конструкцию гидрогенератора.
2. Обнаруженные дефекты в гидрогенераторе были подтверждены визуальным контролем при ремонте.
