В презентации, размещённой на официальном сайте канадской государственной компании Hydro Quebec, сказано, что она уделяет немало внимания улучшению существующих практик содержания ГЭС в надлежащем состоянии. Это касается не только плановых ремонтов и модернизации техники, но и её диагностики. Декларируемый крупнейшим в мире производителем гидроэнергии подход, заключающийся в сохранении на максимально возможный срок работоспособности генерирующего оборудования, разделяют все представители отрасли. В этом смысле АО «ЕвроСибЭнерго», крупнейшая в России частная энергетическая компания, не исключение. Так, на уровне «ЕвроСибЭнерго» и «Иркутскэнерго» было принято решение заключить договор о стратегическом партнёрстве в части НИОКР (научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ). Для реализации пилотного проекта была выбрана Усть-Илимская ГЭС. 

«Станции уже сорок лет – как раз такой возраст, когда пора задумываться о реконструкции оборудования», – замечает заместитель начальника высоковольтной лаборатории электротехнического центра ООО «Инженерный центр «Иркутскэнерго» Михаил Татаринцев. А для того, чтобы определить потребность в обновлении и объём необходимых работ, необходима максимально точная оценка состояния агрегатов. Для этого на Усть-Илимской ГЭС решили разработать комплекс мониторинга, составной частью которого стала интегрированная методология диагностики генераторов (Integrated Methodology for Generator Diagnostics, MIDA), разработанная Исследовательским институтом Hydro Quebec в сотрудничестве с другим подразделением компании – Hydro-Quebec Production. За несколько витиеватым названием скрывается программа, позволяющая производить мониторинг гидрогенераторов – ещё один полезный инструмент в техническом обслуживании оборудования в зависимости от его состояния. 

Впрочем, компьютерное приложение, сделанное по типу интернет-браузера, лишь верхушка айсберга из семи инструментов диагностики. Комплекс MIDA позволяет, среди прочего, измерять амплитуду частичных разрядов и определять их характер и точное место в обмотке генератора, где они происходят. Пока датчиками частичных разрядов оснащён только седьмой генератор, но в нынешнем году их установят на машинах №5 и №16, а в дальнейшем – на двух агрегатах ежегодно. С помощью другого инструмента можно установить наличие озона в системе охлаждения и его уровень. Ещё один позволяет определить коэффициенты поляризации и деполяризации, свидетельствующие о степени износа изоляции. Есть также возможность оценить состояние полупроводящего слоя на стержнях генератора. То же касается измерений коэффициента нелинейности. Канадские специалисты также разработали специальную методику визуального обследования генераторов. «Всё перечисленное систематизировано в программе, которая автоматически производит расчёт и выдаёт заключение о состоянии оборудования, – объясняет Татаринцев. – На основании этой оценки можно планировать какие-то действия, скажем, внеплановый ремонт или замену, в отдалённой перспективе обмотки генератора. Эта программа полезна как для технических специалистов, которые рассчитывают объём текущих и капитальных ремонтов, так и для руководителей, составляющих перспективные графики реконструкции». 

При всём том приложение обладает, как говорят в журналах для компьютерщиков, дружественным к пользователю интерфейсом: в его окне гидрогенераторы ранжированы в зависимости от их технического состояния. Наихудшая оценка – пять баллов, лучшая – один.  Те машины, что получили «пятёрку», располагаются в левой части экрана, обладатели «единицы» – в правой. При этом можно вызвать справку по каждой машине, в которой можно будет увидеть, по каким параметрам есть отклонения. В неё же включаются сведения о поломках, проведённых ремонтах и других мероприятиях – фактически вся история генератора. Объективность оценки технического состояния агрегата тем выше, чем больше сведений о нём собрано. Данные накапливаются как в режиме реального времени (частичные разряды и уровень озона измеряют на работающем генераторе), так и в оффлайне: высоковольтные измерения, обследования полупроводящего слоя и визуальный осмотр выполняют во время ремонтов и плановых остановок. Для того чтобы оценка была максимально достоверной, необходимо накапливать сведения в течение пяти лет. «Так что работы много предстоит», – резюмирует собеседник «Сибирского энергетика». Внедрение системы диагностики началось в 2014 году с того, что сотрудники Усть-Илимской ГЭС под патронажем канадских специалистов обследовали генераторы седьмого и шестнадцатого гидроагрегатов. 

Аналогов тому комплексу, которым они пользуются, пока нет ни на одной другой гидравлической станции как в Иркутской энергосистеме, так и в Единой энергетической системе России. «Измерения уровня озона не производятся, – говорит Татаринцев. – Коэффициенты нелинейности и поляризации известны и принимаются при расчётах, но то оборудование, которое мы закупили, гораздо более совершенно в части их вычисления. Про частичные разряды все знают, но пока нет инженерных методик, позволяющих делать заключения о состоянии оборудования на основании этих измерений. Канадцы в наибольшей степени приблизились к их созданию». К слову, оборудование и программное обеспечение для комплекса MIDA разработано за рубежом, по большей части – в недрах Hydro Quebec. Но пример Усть-Илимской ГЭС показывает, что нет никаких препятствий к его использованию в России. Более того, есть перспектива расширения системы за счёт других станций, как гидравлических, так и тепловых.