Комплексная диагностика технического состояния гидрогенераторов направлена, в первую очередь, на обнаружение ключевых дефектов на ранней (начальной) стадии их развития. Задолго до того момента, когда ключевой дефект развивается до степени, приводящей к разрушениям элементов конструкции и аварийным отключениям генератора.

Ключевые дефекты, которые обнаруживаются при проведении комплексного диагностического обследования следующие:

• ослабление стыковки секторов сердечника статора;
• вращающаяся несимметрия магнитного поля генератора (форма ротора);
• неподвижная несимметрия магнитного поля генератора (форма статора);
• ослабление креплений лобовых частей обмотки статора;
• увеличение сопротивлений контактных соединений обмотки статора.

Данные ключевые дефекты на начальной стадии развития в нормальных режимах работы генератора приводят к небольшим изменениям в вибрационном и (или) тепловом состоянии элементов конструкции, поэтому важно проводить испытания в определенных специальных режимах работы. Если не выявить ключевой дефект на начальной стадии развития, то в зависимости от особенностей конструкции гидрогенератора, он может с разной
скоростью, порой достаточно быстро (в течение нескольких месяцев) привести к росту вибрации и температуры конструктивных узлов выше недопустимого уровня, а затем при неконтролируемом развитии, вызвать разрушения узлов креплений сердечника статора, сегментов направляющих подшипников или контактных соединений обмотки статора с аварийным отключением агрегата.

При комплексных обследованиях необходимо контролировать следующие показатели технического состояния гидрогенератора:

• вибрацию сердечника и корпуса статора, грузонесущей крестовины, характеризующие жесткость конструкции и состояние узлов крепления сердечника к корпусу и корпуса к фундаменту, состояние стыковых соединений секторов составного сердечника, качество балансировки ротора, степень несимметрии магнитного поля в воздушном зазоре генератора;
• формы ротора и статора, их взаимное положение, позволяющие оценить степень симметрии магнитного поля в воздушном зазоре гидрогенератора и при необходимости разработать рекомендации по их исправлению;
• вибрацию лобовых частей обмотки статора генераторов, характеризующую жесткость, надежность и стабильность их крепления, от чего непосредственно зависит процесс истирания изоляции стержней на выходе из паза, что со временем, приводит к пробоям корпусной изоляции стержней и, как следствие, отказам в работе;
• температуру лобовых частей обмотки статора, характеризующую состояние паяных соединений головок лобовых частей.

Кроме того, обязательно необходимо проводить осмотры, как визуальные, так и с применением эндоскопов, конструктивных элементов генераторов и узлов их креплений, выявляя, в первую очередь, трещины в материале узлов крепления, продукты истирания изоляции обмотки статора и железа в местах крепления активной стали сердечника статора («контактная коррозия»), обломы заплечиков паза «ласточкин хвост» в местах посадки активной стали на наборный клин, а также следы перегревов обмотки и стали статора.

На рис. 1 представлена незначительная расстыковка секторов сердечника статора, выраженная в натирах на межстыковой прокладке, указывающих на её подвижность. При этом вибрация сердечника статора в нагрузочных режимах, близких к номинальному, не превышала удовлетворительный уровень согласно требованиям Стандарта СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» (раздел 9.«Оценка технического состояния гидрогенераторов»).

Рис.1 Подвижная межстыковая прокладка.

На рис. 2 приведен пример «контактной коррозии» в местах посадки активной стали сердечника статора на наборный клин и единичные обломы заплечиков паза «ласточкин хвост». В этом случае вибрация сердечника статора соответствовала оценке «неудовлетворительно». 

Рис.2 Контактная коррозия на наборном клине.

Представленные на рис. 3 и 4 трещины в сварном шве, крепящем, т.н. «приварыш» к полке статора (рис. 3) и в теле самого «приварыша» (рис. 4), характерны для уровня вибрации, превышающем границу «недопустимо» и
длительностью работы генератора с таким уровнем вибрации сердечника более года.

Рис.3 Трещина в сварном шве.

Рис.4 Трещина в теле "приварыша".

На рис. 5 и 6 представлены последствия бесконтрольной эксплуатации гидрогенератора с недопустимым уровнем вибрации более 5 лет. Как видно на рис. 5 и 6 – это может привести к полному «выкрашиванию» заплечиков паза «ласточкин хвост» по высоте наборного клина, и даже трещинам в теле самого наборного клина, с последующим выдвижением активной стали статора в воздушный зазор и касанию ротора о статор.

Рис.5 Полное выкрашивание "заплечиков" активной стали.

Рис.6 Обильное выкрашивание "заплечиков" активной стали.

Если в случаях, представленных на рис. 1 - 4 ремонтные мероприятия по перестыковке секторов статора и исправлению формы ротора привели к стабилизации вибрационного состояния на «удовлетворительном» уровне, то в случаях, приведенных на рис. 5 и 6 вибрационное состояние статора, даже после устранения причин и последствий недопустимой вибрации оказалось невозможно привести к удовлетворительному состоянию и он требует неплановой замены.

Таким образом, целесообразно осуществлять комплексную диагностику гидрогенераторов в рамках рекомендуемых СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций», причем проводить именно диагностическое обследование с разработкой необходимых мероприятий по приведению вибрационных и тепловых параметров к норме, а не просто измерение этих параметров с постановкой оценки, как часто делается в последнее время.