– Одним из результатов последних лет явилось то, что мы пришли к утверждению: вибрация – это интегральный показатель качественного состояния гидроагрегатов, и кроме как на неё можно ни на что не смотреть, – заметил исполнительный директор НП «Гидро-энергетика России», директор по технической политике ОАО «РусГидро» Расим Хазиахметов, выступая на рабочем совещании партнёрства в Братске. – Такая позиция бытовала и у части сотрудников ГЭС, но ещё пять лет назад, когда мы встречались с нашими партнёрами, в том числе зарубежными, и говорили им, что необходимо выстроить систему вибрационного мониторинга, находились конструкторы, которые отвечали: «А зачем? На станции есть люди, которые знаю каждую единицу оборудования, они в нужный момент её остановят». Нас это всё-таки не устраивает и тогда не устраивало. 

Событием, которое заставило пересмотреть отношение специалистов к упомянутой проблеме, стала авария на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года, непосредственной причиной которой стал обрыв шпилек крышки турбины гидроагрегата № 2. Перед тем как она произошла, система виброконтроля сигнализировала о повышенной вибрации подшипника крышки турбины, однако нужно учитывать, что турбина эксплуатировалась в опытном режиме и датчики вместе с достоверной информацией выдавали множество ошибок. Так или иначе, после этого наблюдениям за колебаниями и биениями, сопровождающими работу генерирующего оборудования ГЭС, стали уделять особое внимание. В частности, в апреле 2010 года Министерство энергетики РФ представило проект ведомственной целевой программы модернизации и повышения безопасности ГЭС, где речь помимо прочего шла и о необходимости внедрения систем мониторинга, диагностики и управления гидроагрегатами. А некоммерческое партнёрство в 2013 году взялось за разработку предложений по нормированию показателей вибрации гидроагрегатов, основанных на анализе и обобщении результатов мониторинга вибрационного состояния машин действующих ГЭС. «Дело в том, что действующие нормы вибрации были введены ещё в 1972 году, – пояснила заместитель исполнительного директора «Гидроэнергетики России» Алёна Рыбушкина. – Изначально планировалась их корректировка по мере накопления статистической базы, но она не проводилась ни разу». 

Отправной точкой стало обследование существующих стационарных систем, которые позволяют отслеживать вибрации на гидроагрегатах. В общей сложности эксперты изучили оборудование от семи крупных фирм-изготовителей на четырёх десятках ГЭС, обнаружив ряд проблем начиная от невысокого качества датчиков и заканчивая недостатками в сервисном обслуживании со стороны производителей. Оказалось, что создать какой-то универсальный минимальный набор техники и программного обеспечения, на базе которого строится система мониторинга вибрационного состояния гидроагрегатов, для всех гидравлических станций невозможно. Как следствие, пришлось разделить машины ГЭС на три группы, к каждой из которых применим свой перечень оборудования. В первую попали  гидроагрегаты, чья мощность не превышает 100 МВт, а диаметр рабочих колёс турбин – 6 м. Во вторую – оборудование мощностью от 100 до 180 МВт с рабочими колёсами более 6 м в диаметре, а в третью – гидроагрегаты более чем на 180 МВт. 

Проведённый в прошлом году анализ нормативно-технической документации, как российской, так и зарубежной, тоже показал, что единый подход к машинам с разными характеристиками неприменим, так что задать какие-то универсальные нормы вибрации не представляется возможным. Единственное решение – создать индивидуальные нормативы для каждого вида гидроагрегатов. «Отдельно хотелось бы сказать, что данные [о вибрационном состоянии оборудования], которые мы получили, накоплены за последние несколько лет, – добавила Рыбушкина. – Хотелось бы увидеть их в сравнении с цифрами тридцатилетней давности. Это трудоёмкая работа, но её нужно сделать, чтобы выводы были корректными». Необходимо также, чтобы заводы-изготовители поделились с энергетиками алгоритмами, по которым они рассчитывают основные показатели по оценке ресурса генерирующего оборудования ГЭС, в противном случае придётся разрабатывать собственные модели, стоящие недёшево – от 100 млн до 150 млн рублей для каждого типа гидроагрегатов. «Думаю, мы все эти барьеры в течение года сможем обойти и стартовать с более высокой позиции», – оптимистично предположил Хазиахметов. По его расчётам, если решить ряд смежных задач, то завершить разработку проекта «Гидроэнергетики России» и выдать готовые предложения по нормированию показателей вибрации гидроагрегатов можно будет в первом полугодии 2015 года.