ISO 19283:2020
(Main)Condition monitoring and diagnostics of machines — Hydroelectric generating units
Condition monitoring and diagnostics of machines — Hydroelectric generating units
This document focuses on recommended condition monitoring techniques for detecting and diagnosing developing machine faults associated with the most common potential failure modes for hydro unit components. It is intended to improve the reliability of implementing an effective condition monitoring approach for hydroelectric generating units (hydro units). It is also intended to help create a mutual understanding of the criteria for successful hydro unit condition monitoring and to foster cooperation between the various hydropower stakeholders. This document is intended for end-users, contractors, consultants, service providers, machine manufacturers and instrument suppliers. This document is machine-specific and is focused on the generator, shaft/bearing assembly, runner (and impeller for pumped storage applications), penstock (including the main inlet valve), spiral case and the upper draft tube of hydro units. It is primarily intended for medium to large sized hydro units with more than 50 MVA installed capacity, but it is equally valid for smaller units in many cases. It is applicable to various types of turbines such as Francis, Kaplan, Pelton, Bulb and other types. Generic auxiliary systems such as for lubrication and cooling are outside the scope, with the exception of some monitoring techniques that are related to condition monitoring of major systems covered by this document, such as oil analysis. Transmission systems, civil works and the foundation are outside the scope. This document covers online (permanently installed) and portable instrument condition monitoring and diagnostic techniques for operational hydro units. Offline machine testing, i.e. that which is only done during shutdown, although very important, is not part of the scope of this document. Nor is one-time acceptance and performance testing within the scope. The condition monitoring techniques presented in this document cover a wide range of continuous and interval-based monitoring techniques under generalized conditions for a wide range of applications. Therefore, the actual monitoring approach required for a specific application can be different than that which is recommended in this generalized document.
Surveillance et diagnostic d'état des machines — Groupes de production hydroélectrique
Le présent document concerne les techniques de surveillance d'état recommandées pour la détection et le diagnostic des défauts qui se produisent sur une machine, associés aux modes de défaillance potentiels les plus courants pour les composants de groupes hydroélectriques. Il a pour but d'améliorer la fiabilité de mise en œuvre d'une approche de surveillance d'état efficace pour les groupes de production hydroélectrique. Il a également pour objectif de contribuer à créer une compréhension mutuelle des critères pour le succès de la surveillance d'état des groupes hydroélectriques et d'encourager la coopération entre les différentes parties prenantes de la production hydroélectrique. Le présent document est destiné aux utilisateurs finaux, aux entrepreneurs, aux fournisseurs de services, aux constructeurs de machines et aux fournisseurs d'instruments. Le présent document concerne spécifiquement les machines et plus précisément l'alternateur, l'ensemble arbre/paliers, la roue, la conduite forcée (y compris la vanne d'admission principale), la bâche spirale et l'aspirateur supérieur des groupes hydroélectriques. En premier lieu, il concerne les groupes hydroélectriques de taille moyenne à grande dont la capacité installée est supérieure à 50 MVA, mais dans la plupart des cas, il s'applique également aux groupes plus petits. Il est applicable à différents types de turbines telles que les turbines Francis, Kaplan, Pelton, bulbe et autres. Les systèmes auxiliaires génériques, par exemple pour la lubrification ou le refroidissement, ne font pas partie de la portée du document, à l'exception de certaines techniques de surveillance associées à la surveillance de l'état des principaux systèmes couverts par le présent document telles que l'analyse de l'huile. Les systèmes de transmission, les travaux de génie civil et les fondations ne sont pas couverts par le présent document. Le présent document couvre les techniques de surveillance et de diagnostic de l'état des groupes hydroélectriques opérationnels à partir d'instruments en ligne (installés à demeure) et portatifs. Les essais de machines hors ligne, c'est-à-dire réalisés uniquement pendant l'arrêt, ne font pas partie de la portée du présent document, même s'ils sont très importants. N'en font pas partie non plus les essais de réception et de performance. Les techniques de surveillance d'état présentées dans le présent document couvrent une large palette de techniques de surveillance continue et par intervalles pour une large palette d'applications et de conditions. Par conséquent, l'approche de surveillance requise pour une application spécifique peut être différente de ce qui est recommandé dans le présent document de portée générale.
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 19283
First edition
2020-04
Condition monitoring and diagnostics
of machines — Hydroelectric
generating units
Surveillance et diagnostic d'état des machines — Groupes de
production hydroélectrique
Reference number
©
ISO 2020
© ISO 2020
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Published in Switzerland
ii © ISO 2020 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Symbols and abbreviated terms . 2
5 Initial preparations for condition monitoring . 3
6 Failure modes of hydro unit components . 4
6.1 General . 4
6.2 Hydro unit components . 4
6.3 Potential failure mode identification and prioritization . 4
7 Monitoring and diagnostic techniques . 5
7.1 General . 5
7.2 Condition monitoring techniques overview . 5
7.3 Primary descriptors and plots . 7
7.4 Correlation measurements . 7
7.5 Adaptive monitoring strategy . 8
7.6 Monitoring and diagnostic technique selection and evaluation . 8
8 Implementing, operating and maintaining a monitoring solution .9
8.1 General . 9
8.2 Sensor selection and installation . 9
8.3 Condition monitoring system evaluation and selection .10
8.4 Daily operation of the monitoring system .10
Annex A (informative) Machine components and failure modes .12
Annex B (informative) Monitoring techniques for hydro unit components and failure modes .19
Annex C (informative) Primary monitoring and diagnostic techniques .26
Annex D (informative) Evaluation of monitoring techniques .59
Bibliography .61
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/ directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/ patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see www .iso .org/
iso/ foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 108, Mechanical vibration, shock and
condition monitoring, Subcommittee SC 5, Condition monitoring and diagnostics of machine systems.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/ members .html.
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Introduction
Traditionally, hydroelectric generating units (or simply hydro units) have been overdesigned, well-
staffed for maintenance and often continuously operated at only baseload conditions over a period of
many years. As a result of this, there were few maintenance issues, shutdowns could be planned at fixed
intervals, and therefore there was little need for condition monitoring of the units. Simple machine
protection systems sufficed, if used at all.
Nowadays, there are more stringent requirements for operational regimes, availability and reliability.
Disruption to consumers’ needs should be minimized and cash generation for the utilities maximized.
The operating regimes for many hydro units have been extended to include synchronous compensation,
load-following and peaking, which means there are many starts and stops and partial load operation,
sometimes in the rough zones. Many applications are based on pump storage. Moreover, new units
are designed more streamlined to the application, less robust, and older units are often refurbished
to extend life or to increase rating. This means that machines are more stressed, which can lead to
premature or unpredictable failure of the components, and even some new failure modes. At the same
time, there is a trend towards fewer maintenance staff and specialists to look after the machines.
Therefore, there is a significantly greater need for an effective condition monitoring strategy, not just
a protection system. Moreover, the condition monitoring solution of these machines should be more
than just basic vibration monitoring. Due to the complex nature of the hydro unit components, a
number of potential failure modes now become apparent under the current stressful conditions, which
require a number of different, specialized monitoring techniques and diagnostic expertise. There are
few standards for monitoring the hydro units and a general lack of understanding of the monitoring
techniques. Even for hydropower stations that have a legacy condition monitoring system installed,
the existing condition monitoring requirements for the hydro units are sometimes no longer valid as a
result of changing operating conditions or refurbishment of the units.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 19283:2020(E)
Condition monitoring and diagnostics of machines —
Hydroelectric generating units
1 Scope
This document focuses on recommended condition monitoring techniques for detecting and diagnosing
developing machine faults associated with the most common potential failure modes for hydro unit
components. It is intended to improve the reliability of implementing an effective condition monitoring
approach for hydroelectric generating units (hydro units). It is also intended to help create a mutual
understanding of the criteria for successful hydro unit condition monitoring and to foster cooperation
between the various hydropower stakeholders.
This document is intended for end-users, contractors, consultants, service providers, machine
manufacturers and instrument suppliers.
This document is machine-specific and is focused on the generator, shaft/bearing assembly, runner (and
impeller for pumped storage applications), penstock (including the main inlet valve), spiral case and the
upper draft tube of hydro units. It is primarily intended for medium to large sized hydro units with more
than 50 MVA installed capacity, but it is equally valid for smaller units in many cases. It is applicable
to various types of turbines such as Francis, Kaplan, Pelton, Bulb and other types. Generic auxiliary
systems such as for lubrication and cooling are outside the scope, with the exception of some monitoring
techniques that are related to condition monitoring of major systems covered by this document, such as
oil analysis. Transmission systems, civil works and the foundation are outside the scope.
This document covers online (permanently installed) and portable instrument condition monitoring
and diagnostic techniques for operational hydro units. Offline machine testing, i.e. that which is only
done during shutdown, although very important, is not part of the scope of this document. Nor is one-
time acceptance and performance testing within the scope. The condition monitoring techniques
presented in this document cover a wide range of continuous and interval-based monitoring techniques
under generalized conditions for a wide range of applications. Therefore, the actual monitoring
approach required for a specific application can be different than that which is recommended in this
generalized document.
2 Normative references
There are no normative references in this document.
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at http:// www .electropedia .org/
3.1
hydro unit
entire hydro-generating unit, consisting of the generator, shaft, turbine, and including the immediate
intake and discharge components, e.g. the penstock, main inlet valve, spiral case and the upper portion
of the draft tube
3.2
machine state
operational process or duty cycle of the hydro unit (3.1)
EXAMPLE Running up to speed, synchronized but no load, partial load, full load, coasting down, stopped.
3.3
monitoring technique
measurement or set of descriptors used to detect a potential failure mode (3.4) or provide diagnostic
information on the type of fault and its location and severity
3.4
potential failure mode
change of condition of a hydro unit (3.1) component that can be detected by measurements that indicate
an incipient fault is developing, which will eventually lead to failure
3.5
runner
turbine
hydro unit (3.1) turbine
Note 1 to entry: The terms are used interchangeably throughout the text.
3.6
tacho
phase/speed reference sensor, with at least one pulse generated per revolution
Note 1 to entry: The sensor may be a displacement sensor or an optical sensor with TTL or NPN/PNP signal output.
4 Symbols and abbreviated terms
For the purposes of this document, the following symbols and abbreviated terms apply.
AC Alternating current
AG Air gap
CM Condition monitoring
DC Direct current
DCS Distributed control system
EMI Electromagnetic interference
EWV End winding vibration
FFT Fast Fourier transform
FOA Fibre optic accelerometer
MF Magnetic flux
NPN Negative-positive-negative pulse (e.g. output signal from a tacho sensor)
N Specific speed, which is a design criterion for sizing a turbine to a specific flow and head
S
PD, PDA Partial discharge, partial discharge analysis
PNP Positive-negative-positive pulse (e.g. output signal from a tacho sensor)
2 © ISO 2020 – All rights reserved
RFI Radio-frequency interference (electromagnetic interference within the radio
frequency band)
RSI Rotor-stator interaction (e.g. forces)
RTD Resistance temperature detector
RTU Remote terminal unit
SCADA Supervisory control and data acquisition system
S Maximum peak displacement for 2-channel shaft vibration according to ISO 20816-5
max
SNL Operating condition of the hydro unit where the rotor is turning at synchronized speed
but not under load (i.e. speed-no-load)
S Maximum peak-to-peak displacement value of the two individual shaft vibration
P-P
channels according to ISO 20816-5
TCP/IP Transmission control protocol/Internet protocol
TTL Transistor-transistor logic pulse (e.g. output signal from a tacho sensor)
5 Initial preparations for condition monitoring
Implementing an optimal machine condition-based monitoring strategy for hydro units involves
several steps, all of which should be considered in order to maximize machine production, reliability
and efficiency and minimize the life cycle costs of the machine. These initial steps, which are beyond
the scope of this document, are generalized in ISO 17359 and include evaluating:
— cost benefit analysis of the machine for monitoring;
— machine maintenance history and potential failure modes;
— reliability requirements and criticality audit;
— lead-time-to-maintenance requirements.
After the condition monitoring strategy has been implemented, it should be periodically reviewed and
refined as experience is gained and monitoring technology improves.
If a condition monitoring system is already in use, the monitoring and diagnostic functionality of that
system may have to be re-evaluated from time to time in order to fulfil current condition monitoring
strategy requirements, as described above.
The entire process of implementing a condition-based monitoring strategy is summarized in Table 1,
which is in part based on ISO 13379-1:2012, Figure 1.
Table 1 — Implementation of a condition-based monitoring solution for hydro units
CM Activity Remarks
implementation
CM strategy CM implementation overview Described in ISO 17359
Cost benefits and risk analysis Partly described in IEC 60300-3-3, IEC 60812,
ISO 13379 (series)
CM application Failure modes, monitoring techniques, See Table 2 for a list of standards for specific
descriptors hydro unit monitoring techniques
NOTE Condition monitoring implementation activities not covered in this document are shaded in grey.
Table 1 (continued)
CM Activity Remarks
implementation
CM system Data processing, measurement systems, Partly described in ISO 13374-1, ISO 13374-2,
data management ISO 13374-3
Sensors Partly described in this document
CM operations Detection, diagnostics Partly described in this document
Root cause analysis, prognostics Standards currently under development
NOTE Condition monitoring implementation activities not covered in this document are shaded in grey.
6 Failure modes of hydro unit components
6.1 General
The implementation of an effective condition monitoring and diagnostics approach for hydro units is
directly related to the relevant potential failure modes that can occur on specific machine components.
Failure means the component is no longer able to serve its intended function.
6.2 Hydro unit components
The potential failure modes considered in this document are limited to the hydro unit itself, which
consists of:
— generator and exciter;
— shaft and bearing assembly;
— penstock (including the main inlet valve), spiral case, stay vanes, guide vanes, wicket gate and
injectors;
— runner (and impeller for a pumped storage application);
— draft tube.
A more detailed description of the hydro unit components together with the associated terminology
can be found in A.2.
6.3 Potential failure mode identification and prioritization
The actual potential failure modes for a specific application are normally identified and prioritized
by reliability and risk analysis methods such as failure mode effects analysis (FMEA), failure modes
effects and criticality analysis (FMECA), fault tree analysis (FTA) and other methods (these are partly
covered by the standards summarized under CM Strategy in Table 1). The actual method that is most
suitable for identifying and prioritizing potential failure modes depends on the user application and
requirements. Most of these methods take into account a number of factors directly related to the hydro
units themselves, such as:
— original machine design and construction;
— machine refurbishment and modifications;
— maintenance history;
— environmental factors;
— how the machine is maintained and operated;
— condition monitoring and diagnostic expertise.
4 © ISO 2020 – All rights reserved
There exist many potential failure modes for hydro units, some of which can be detected and diagnosed
relatively easily, some with more difficulty and some not at all. This document focuses on the potential
failure modes listed in A.3, which are generalized for a wide range of applications and machine types,
and which can be monitored and diagnosed using the techniques described in Annex C. As the hydro
unit design and its operation and maintenance regime can be very different from one application to
the next, it is important to highlight that the failure modes described in this document can be different
from those of the actual user’s application.
7 Monitoring and diagnostic techniques
7.1 General
Monitoring and diagnostic techniques have been developed and refined over the years to detect, identify
and evaluate the severity of one or more symptoms of specific potential failure modes before they occur
and with sufficient lead-time such that maintenance can be planned ahead of time and production can
continue as intended.
7.2 Condition monitoring techniques overview
A summary of the most common monitoring techniques is listed in Table 2, which includes a reference
to relevant standards for these techniques. A graphical summary is shown in B.2. More information on
the most relevant monitoring techniques together with their corresponding failure modes is provided
in B.3. A detailed description for each individual monitoring technique covered by this document is
given in Annex C.
There are a number of important monitoring techniques that are currently being measured on hydro
units but they do not appear in Table 2. This is the case for operational process parameters, which are
normally not part of a condition monitoring system. These measurements, however, play an important
role in condition monitoring of hydro units for correlation purposes as described in 7.4, therefore, they
need to be saved with a sufficient resolution in value and time.
Some condition monitoring techniques have been successfully used in the past or are currently being
used for detecting and diagnosing certain potential failure modes in hydro units but are not listed in
Table 2. This is because these techniques are:
— not widely used, so there is insufficient knowledge of the techniques,
— relatively new and there is not enough experience to deem the techniques as “tried and proven”,
— very resource intensive, e.g. success with the technique is highly dependent on user expertise that
few have,
— relatively old and have since been replaced by newer proven techniques,
— successfully used in other machine types but have a very limited scope of application for hydro units.
Some of the condition monitoring techniques not listed in Table 2 include:
— Stator bar vibration – Bar looseness is often found by offline wedge-tightness testing, and thus is
not widely used for online monitoring (described briefly in IEEE 1129). This technique is possibly
being replaced by the partial discharge analysis and stator end winding vibration with an FOA on
the top of the stator bar;
— Sediment monitoring – Sediment erosion and abrasion can affect all types of turbines, but most
significantly Pelton turbines;
— Stator core vibration for rotor deformation monitoring – In addition to the normal purpose for
stator core vibration monitoring, as listed in Table 2, investigations are being developed to use this
technique to also detect rotor geometric faults;
— Cavitation monitoring – There are techniques other than vibration and performance for detecting
and monitoring cavitation, such as ultrasound and acoustic techniques;
— Rotor winding temperature – Telemetric systems are now available but they are not widely used
at present and, thus, there is little experience.
Table 2 — Partial listing of monitoring techniques for hydro unit components
Primary Monitoring technique Description Relevant standards
component clause (referenced in the
Bibliography)
Generator Air gap C.2 IEEE 1129
(briefly mentioned)
ISO 20816-5
(briefly mentioned)
Magnetic flux C.3 IEEE 1129
(briefly mentioned)
Partial discharge analysis C.4 IEEE 1129, IEC/TS 60034-27
Vibration for stator frame and core, C.5 IEEE 1129, ISO 13373-7
temperature for core, circuit ring, cooling
system and winding and voltage for slip
ring/brush gear
Stator end winding vibration C.6 IEEE 1129, IEC/TS 60034-32
Shaft and Shaft current and voltage C.7 IEEE 112, IEEE 115, IEEE
bearing 1129
assembly
Oil analysis C.8 Many standards available
such as ASTM D5185 for
wear debris analysis and
ASTM D6304, ASTM D2896,
ASTM D445 for oil condition.
Other standards under
development.
Shaft, guide bearing, thrust bearing and bearing C.9 ISO 13373-7, ISO 20816-5,
housing vibration IEEE 1129
a b
Guide bearing and thrust bearing temperature C.10 IEEE 1129 , ISO 13373-7
Main shaft seal leak monitoring C.11
Penstock Wicket gate shear pin vibration C.12 ISO 13373-7
(including
Bulb casing vibration C.13
the main inlet
Stay vanes, guide vane performance monitoring C.17 IEC 60041
valve), spiral
case, bulb
Injector vibration monitoring C.9
casing, stay
Cavitation and hydraulic disturbance monitoring C.18
vanes, guide
Penstock pressure and vibration monitoring C.19
vanes, wicket
(including the main inlet valve)
gate and
injectors
Pelton runner synchronization monitoring Table C.14
(Pelton)
a
This is described for the upper and lower generator bearings only.
b
Guide bearing temperature is not covered in ISO 13373-7.
c
This technique is also described in ISO 13373-7 but with a different method.
d
Pressure is not covered in ISO 13373-7.
NOTE Condition monitoring techniques not completely covered by this document are shown in grey.
6 © ISO 2020 – All rights reserved
Table 2 (continued)
Primary Monitoring technique Description Relevant standards
component clause (referenced in the
Bibliography)
Turbine Blade clearance (Kaplan and bulb turbines) C.14
c
Labyrinth seal clearance and temperature C.15 ISO 13373-7
(Francis turbines)
Francis turbine cover for axial vibration C.16 ISO 13373-7
Performance monitoring (efficiency, head and C.17 IEC 60041
flow)
Cavitation and hydraulic disturbance monitoring C.18
Draft tube Cavitation and hydraulic disturbance monitoring C.18
d
Draft tube pressure and vibration monitoring C.20 ISO 13373-7
a
This is described for the upper and lower generator bearings only.
b
Guide bearing temperature is not covered in ISO 13373-7.
c
This technique is also described in ISO 13373-7 but with a different method.
d
Pressure is not covered in ISO 13373-7.
NOTE Condition monitoring techniques not completely covered by this document are shown in grey.
7.3 Primary descriptors and plots
Each monitoring and diagnostic technique for hydro units is composed of one or more detection and
diagnostic measurements, called descriptors, which can be monitored to alarm limits and viewed in
plots. The descriptors and plots, which can vary from one monitoring system supplier to another, can
be fixed with regards to the configuration parameters or can be user adjustable so they can be set up
to a specific application or fine-tuned as experience is gained. The descriptors and plots recommended
in this document are considered the most relevant for a wide range of applications and machine types,
and are based on time-proven experience and best practices.
Table 3 — Descriptors and plots for hydro unit monitoring techniques
Monitoring technique Descriptors and plots Monitoring system
description clause requirements clause
Air gap (AG) C.2.3 C.2.4
Magnetic flux (MF) C.3.3 C.3.4
Partial discharge analysis (PDA) C.4.3 C.4.4
Stator end winding vibration (EWV) C.6.3 C.6.4
Blade clearance (Kaplan and bulb turbines) C.14.3 C.14.4
Labyrinth seal clearance and temperature C.15.3 C.15.4
(Francis turbines)
Performance monitoring C.17.3 C.17.4
7.4 Correlation measurements
The primary descriptors listed in Table 3 are often viewed in plots together with corresponding process
measurements to better understand the primary descriptor response to specific operating conditions.
This makes it easier to compare similar data when analysing fault symptoms and to define alarm limits
with regards to an adaptive monitoring strategy as described in 7.5. Typical measurements used for
correlation can be other primary descriptors or those specifically related to the process. These include
but are not limited to:
— active, reactive power and power factor (e.g. measured by wattmeter or calculated from voltage and
current transformers values multiplied by the power factor plus losses);
— speed and phase;
— excitation voltage and current (including voltage drop across excitation system field brushes);
— temperature (such as for oil, water, bearings, windings, cooling air and stator core). Sometimes the
temperature is also monitored on the stator pressure plates/fingers, stator end-winding overhang
support and stator circuit ring;
— pressure (oil, water, cooling air);
— flow (water, cooling air);
— humidity;
— vibration;
— performance parameters (e.g. water level, flow, water temperature);
— machine signals (e.g. synchronization, pumping, guide vane position).
Correlated measurements serve a critical purpose in those situations where the primary measurements
are not very reliable. Moreover, there should be a sufficiently high sampling rate for these types of
measurements for proper correlation.
7.5 Adaptive monitoring strategy
Many hydro units run under several operating conditions, so the signal response of the various
descriptors of the monitoring techniques can also vary. For automatic early fault detection, the
alarm limits should be individually set for each operating condition, based on experience. Process
measurements that are typically used for defining individual operating classes can be any of those
listed in 7.4 but are often speed, active power, power factor and machine binary signals (e.g. on, off,
such as automatic generation control signals and power system stabilizers). There are two major types
of operating regimes for hydro units; steady-state and transient. Most of the operating time is spent in
steady-state operating classes, which includes:
— full load synchronized generation;
— pumping (for pumped storage);
— partial load synchronized generation;
— no load synchronized (condenser mode for grid stabilization);
— stopped.
Transient regimes include run-up and coast down. Several monitoring and diagnostic techniques, such
as vibration monitoring, can be performed during transient conditions to detect or confirm certain
potential failure modes that are not readily seen during steady-state conditions.
NOTE Not all descriptors can be monitored in all machine operating modes. A detailed description of some
of the descriptors for each monitoring technique is given in Annex C.
7.6 Monitoring and diagnostic technique selection and evaluation
There are a number of techniques available for the monitoring and diagnostics of hydro units but the
value each one delivers to the user highly depends on the application and the user requirements. A
monitoring and diagnostic technique that is useful for one user can be totally unsuitable for another
with similar machines. A simple weighted average method, as described in Annex D, can be used for
evaluating similar monitoring and diagnostic techniques from various suppliers or for different
8 © ISO 2020 – All rights reserved
monitoring techniques for a specific potential failure mode. The criteria used for evaluating the
different techniques can include the following:
— reliability, accuracy and repeatability of the technique;
— detection lead-time to maintenance;
— equipment cost of sensors, signal processing and display;
— ease of installation;
— maintainability and calibration of monitoring equipment;
— diagnostic expertise needed.
NOTE The method described in Annex D is only intended to supplement the relevant cost benefit and risk
analysis processes, not replace them.
8 Implementing, operating and maintaining a monitoring solution
8.1 General
The monitoring and diagnostic techniques selected in Clause 7 require a condition monitoring system
to process the incoming signals that are indicative of the condition of the machine and deliver actionable
information to the relevant operators and other systems for display or further processing. The
actionable information is intended to assist making the relevant maintenance and operation decisions
in order to minimize the life cycle costs of the machine and maximize production.
8.2 Sensor selection and installation
Retrofit sensors are normally provided and installed by the condition monitoring system supplier. If
the user intends to do this task, there are important aspects that should be considered. For several
monitoring techniques, the proper selection and mounting of sensors is critical for obtaining a signal
that is reliably indicative of the incipient potential fault that it is intended to detect during early stages
of development. Incorrect location of the sensor or improper mounting can result in a diminished
signal, no signal or even an incorrect signal. Improper wiring and grounding can have the same effect.
It is important to follow the sensor installation recommendations from the sensor and/or condition
monitoring system supplier. The sensors described in this document are shown in Table 4.
Table 4 — Sensors used for hydro unit monitoring techniques as described in this document
Monitoring technique Sensor description clause
Air gap (AG) C.2.2
Magnetic flux (MF) C.3.2
Partial discharge analysis (PDA) C.4.2
Stator end winding vibration (EWV) C.6.2
Bulb casing vibration C.13
Blade clearance (Kaplan and bulb C.14.2
turbines)
Labyrinth seal clearance and C.15.2
temperature (Francis turbines)
Turbine cover for axial vibration C.16.2
Performance monitoring C.17.2
Cavitation and hydraulic disturbance C.18.3
monitoring
Table 4 (continued)
Monitoring technique Sensor description clause
Penstock pressure and vibration C.19
monitoring
Draft tube pressure and vibration C.20
monitoring
8.3 Condition monitoring system evaluation and selection
As a matter of definition, a condition monitoring system is intended to detect and diagnose a fault as
early in its development as possible so there is maximum lead-time to cost-effectively plan maintenance
ahead of time. Production during this time can continue normally and downtime due to a catastrophic
failure is avoided. It is not intended to shut down the machine for safety. This is the purpose of a
protection system, which detects a fault late in its development and trips the machine as late as
possible. This is intended to minimize downtime and yet still avoid catastrophic damage to the machine,
environment or people. In many cases, a protection system includes condition monitoring functionality
or can be extended for that purpose.
If there is an existing monitoring system, whether it is a protection system or a legacy condition
monitoring system, it should be evaluated to determine if it can be extended to include the
necessary condition monitoring functionality for the current hydro unit application requirements.
If a new condition monitoring system is needed, there are several solutions from which to select. A
condition monitoring solution can be an online system (permanently installed), a portable system
or a combination of these. As an online system, it can be a single system consisting of a field monitor
installed on a single machine or a rack-based system in the control room for several machines. It can
also be a collection of several independent systems including portable units, which can be dedicated to
specific hydro monitoring tasks. The system or systems can be independent or integrated together or
connected to a process control system, but what is important for many hydropower applications is that
there is at least some remote monitoring capability.
Although not within the scope of this document, the condition monitoring system selection is ideally
based on cost benefits and risk analysis. In addition to the items mentioned in 7.6 regarding monitoring
and diagnostic technique requirements, other requirements should be considered regarding the
monitoring system itself, such as:
— IT resource requirements — Network, servers, cyber-security, back-up, personnel;
— System integration requirements — Data sent to and received from DCS/SCADA, data historian,
remote control centre and other monitoring systems (via Modbus, TCP/IP and RTU, which are often
used in the hydro industry);
— Alarming strategy — How alarm limits are to be established;
— Downtime needed for installation — Machines are stopped or disassembled to install sensors/
wiring;
— Specialists needed — To fulfil requirements to operate system and/or provide expertise to
interpret results from measurements and plots;
— System training needed — Training requirements to configure, operate and manage the system;
— System services needed — Service provider to operate, maintain and upgrade system;
— Diagnostic services needed — Service provider to perform monitoring, diagnostics and reporting.
8.4 Daily operation of the monitoring system
Most condition monitoring systems provide automatic alarming functionality (detection descriptors
that give a warning when alarm limits are exceeded) that allows potential failure modes to be detected
10 © ISO 2020 – All rights reserved
at an early stage of development. Once detected, the faults can be trended and observed over time.
Diagnostic descriptors are additional measurements that are used for analysis purposes, to identify
the type and location of the fault, evaluate its severity and determine the lead-time to maintenance.
Routine activities may also include issuing reports at periodic intervals to summarize the general
condition of the machines or give notice when a fault is detected. In special situations, if the necessary
monitoring system tools are available, root cause analysis may be performed to avoid experiencing
recurring premature faults or prognostics may be implemented to better manage lifetime prediction of
components.
The operator workload with the condition monitoring system depends on the type of system selected.
Some systems offer facilities for correlating data together in a historian database to improve reliability
of diagnoses. Other systems offer automated functionality to reduce the user workload, such as an
automatic alarm management system (to reduce repetitive or unnecessary alarms), event recording
(for event analysis, which includes post-processing of the saved raw signals) and automatic diagnosis
functionality (decision support to reduce diagnostic time and expertise needed). Services are also
offered where some or all monitoring, diagnostics and action reports are done by a third party.
Whatever system or services are selected, the common denominator for all is that the condition
monitoring solution adds value to the user’s business. This means the solution should be benchmarked
and evaluated periodically, and refined and updated as necessary.
Annex A
(informative)
Machine components and failure modes
A.1 General
The relevant hydro unit components shown in Figures A.1 and A.2 are subject to a wide range of
potential failure modes, depending on the application. For brevity, a generalized list of the most typical
faults is listed in Tables A.1 to A.5.
A.2 Hydro unit components
The terminology used here is based on IEC/TR 61364.
12 © ISO 2020 – All rights reserved
Key
Generator and shaft assembly A – Francis B – Pelton
1 exciter (slip ring and 9 rotor pole 17 main shaft seal 24 runner (bucket)
brush assembly) 10 stator cooling system 18 turbine cover 25 nozzle
2 upper generator guide 11 end winding support 19 distributor 26 spear
bearing and circuit ring(s) 20 spiral case 27 injector
3 spider/upper support 12 main and neutral 21 guide vane 28 deflector
bracket terminals 22 runner C – Kaplan
4 stator end winding 13 lower generator guide 23 draft tube 29 guide vane
5 pressure plate/finger bearing 30 stay vane
6 rotor rim 14 thrust bearing 31 runner blades
7 stator core 15 shaft 32 draft tube
8 stator frame 16 turbine guide bearing
NOTE There are several types of generators used in hydro units, including motor/generator types and
vertical and horizontal configurations, but for the sake of simplicity, only a vertical salient pole synchronous
generator is shown here.
Figure A.1 — Components for Francis, Pelton and Kaplan turbine hydro units
Key
1. access shaft 5 generator guide bearing 8 turbine guide bearing 11. draft tube
2 stator 6 shaft 9 wicket gate 12 stay vane
3 rotor 7 runner 10 guide vane 13 bulb casing
4 thrust bearing 14 bottom support
Figure A.2 — Components for a bulb hydro unit
A.3 Hydro unit component failure modes
The failure modes shown in Tables A.1 to A.5 are by no means an exhaustive list. Only some typical
examples are shown for simplicity. Users are encouraged to prepare a complete list of the potential
failure modes for their specific application, preferably using a reliability and risk analysis method
suitable to their needs.
14 © ISO 2020 – All rights reserved
Table A.1 — Hydro unit generator failure modes
Sub- Failure mode Failure cause Failure effect
component
Rotor Shorted Winding insulation Unbalanced magnetic pull resulting in excessive vibra-
winding turns breakdown due to tions on the structure and bearings. The ampere-turn
(turn to turn), aging, overheating, for the pole is reduced, so more field current is needed
ground fault load cycling, to maintain load, which can result in a higher operating
(turn to rotor) contamination, temperature because of increased field current. If there
and ground to and/or turn-to-turn are several unevenly spaced shorts, this can cause ex-
feedline movement cessive vibration. Production efficiency will be reduced.
If a single earth fault occurs, the unit can still run but if
two earth faults occur in the rotor shorting several poles,
significant damage can happen.
Plastic Excessive load and/ Rotor poles can inadvertently extend toward the stator
deformation or load cycling, or thus creating uneven air gap. This creates magnetic
of rotor rim load shedding unbalance that can result in excessive vibrations on the
creating structure and bearings. If unchecked, it can result in a
looseness, or stator-rotor rub, which would be a catastrophic failure.
movement Shrunk-fitted rotor ring supports can be subject to fa-
during tigue cracking, especially for rotor rings that are not pre-
overspeed stressed at nominal speed. This can have an influence
both on the radial and vertical position of the rotor rim.
Rim movement can also be caused by an out of round
stator where one or more instances of small air gap can
significantly increase magnetic attraction of rotor to sta-
tor in those locations and deform the rotor, which could
also result in damage to rotor pole mountings.
Stator Degraded stator Stator bar insu
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 19283
Première édition
2020-04
Surveillance et diagnostic d'état des
machines — Groupes de production
hydroélectrique
Condition monitoring and diagnostics of machines — Hydroelectric
generating units
Numéro de référence
©
ISO 2020
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publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
y compris la photocopie, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut
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Publié en Suisse
ii © ISO 2020 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction .v
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Symboles et abréviations . 2
5 Préparations initiales à la surveillance d’état . 3
6 Modes de défaillance des composants des groupes hydroélectriques .4
6.1 Généralités . 4
6.2 Composants d’un groupe hydroélectrique . 4
6.3 Identification et priorisation des modes de défaillance potentiels . 4
7 Techniques de surveillance et de diagnostic . 5
7.1 Généralités . 5
7.2 Vue d’ensemble des techniques de surveillance d’état . 5
7.3 Principaux descripteurs et tracés . 7
7.4 Mesurages de corrélation . 8
7.5 Stratégie de surveillance adaptative . 9
7.6 Choix et évaluation d’une technique de surveillance et de diagnostic . 9
8 Mise en œuvre, fonctionnement et maintenance d’une solution de surveillance .10
8.1 Généralités .10
8.2 Sélection et installation des capteurs .10
8.3 Évaluation et sélection d’un système de surveillance d’état .10
8.4 Fonctionnement quotidien du système de surveillance.11
Annexe A (informative) Composants de la machine et mode de défaillance .13
Annexe B (informative) Techniques de surveillance pour les composants de groupes
hydroélectriques et les modes de défaillance .21
Annexe C (informative) Techniques de base pour la surveillance et le diagnostic .28
Annexe D (informative) Évaluation des techniques de surveillance .63
Bibliographie .65
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux.
L'ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/ directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www .iso .org/ brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 108, Vibrations et chocs mécaniques,
et leur surveillance, sous-comité SC 5, Surveillance et diagnostic des systèmes de machines.
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/ fr/ members .html.
iv © ISO 2020 – Tous droits réservés
Introduction
Par le passé, les groupes de production hydroélectrique (ou plus simplement les groupes
hydroélectriques) étaient habituellement surdimensionnés, entretenus par du personnel compétent et
souvent utilisés en continu dans des conditions de charge nominale sur de nombreuses années. Il en a
résulté un faible nombre de problèmes de maintenance, les arrêts pouvaient être planifiés à intervalles
fixes et, par conséquent, il existait un faible besoin de surveillance d’état de ces groupes. Si tant est
qu’ils fussent nécessaires, de simples systèmes de protection des machines faisaient largement l’affaire.
De nos jours, les régimes d’exploitation, la disponibilité et la fiabilité sont soumis à des exigences plus
strictes. Il est nécessaire de réduire le plus possible les interruptions de service aux consommateurs
et les bénéfices générés pour les producteurs d’électricité doivent être aussi élevés que possible.
Les régimes d’exploitation de nombreux groupes hydroélectriques ont été élargis afin d’inclure le
compensateur synchrone, le suivi de charge et des pics de demande, ce qui implique de nombreux
démarrages et arrêts et une exploitation à charge partielle, parfois dans les zones instables. De
nombreuses applications sont basées sur le pompage-turbinage. En outre, les nouveaux groupes sont
conçus de manière plus spécifique en fonction de l’application et sont moins robustes, et les groupes
plus anciens sont souvent remis à neuf afin d’allonger leur durée de vie ou d’augmenter leur puissance
nominale. Cela signifie que les machines sont soumises à des contraintes plus élevées, ce qui peut
entraîner une défaillance prématurée ou imprévue des composants, et même de nouveaux modes de
défaillance. Parallèlement, on note une tendance à la réduction du personnel de maintenance et des
spécialistes chargés de la surveillance des machines.
Par conséquent, il existe un besoin accru d’une stratégie efficace de la surveillance d’état, et pas d’un
simple système de protection. De plus, il convient que la solution de surveillance de l’état de ces machines
inclue plus que la simple surveillance des vibrations. En raison de la complexité des composants d’un
groupe hydroélectrique, un certain nombre de modes de défaillance apparaissent désormais dans les
états de contrainte actuels, ce qui requiert un certain nombre de techniques de surveillance différentes
et spécialisées, et des compétences en diagnostic. Il existe peu de normes relatives à la surveillance
des groupes hydroélectriques et un manque général de compréhension des techniques de surveillance.
Même pour les centrales hydroélectriques sur lesquelles sont installés d’anciens systèmes de
surveillance d’état, les exigences actuelles de surveillance ne sont parfois plus applicables en raison du
changement des conditions de fonctionnement ou de la remise à neuf des groupes.
NORME INTERNATIONALE ISO 19283:2020(F)
Surveillance et diagnostic d'état des machines — Groupes
de production hydroélectrique
1 Domaine d’application
Le présent document concerne les techniques de surveillance d’état recommandées pour la détection et
le diagnostic des défauts qui se produisent sur une machine, associés aux modes de défaillance potentiels
les plus courants pour les composants de groupes hydroélectriques. Il a pour but d’améliorer la fiabilité
de mise en œuvre d’une approche de surveillance d’état efficace pour les groupes de production
hydroélectrique. Il a également pour objectif de contribuer à créer une compréhension mutuelle
des critères pour le succès de la surveillance d’état des groupes hydroélectriques et d’encourager la
coopération entre les différentes parties prenantes de la production hydroélectrique.
Le présent document est destiné aux utilisateurs finaux, aux entrepreneurs, aux fournisseurs de
services, aux constructeurs de machines et aux fournisseurs d’instruments.
Le présent document concerne spécifiquement les machines et plus précisément l’alternateur,
l’ensemble arbre/paliers, la roue, la conduite forcée (y compris la vanne d’admission principale), la
bâche spirale et l’aspirateur supérieur des groupes hydroélectriques. En premier lieu, il concerne
les groupes hydroélectriques de taille moyenne à grande dont la capacité installée est supérieure à
50 MVA, mais dans la plupart des cas, il s’applique également aux groupes plus petits. Il est applicable à
différents types de turbines telles que les turbines Francis, Kaplan, Pelton, bulbe et autres. Les systèmes
auxiliaires génériques, par exemple pour la lubrification ou le refroidissement, ne font pas partie de la
portée du document, à l’exception de certaines techniques de surveillance associées à la surveillance
de l’état des principaux systèmes couverts par le présent document telles que l’analyse de l’huile. Les
systèmes de transmission, les travaux de génie civil et les fondations ne sont pas couverts par le présent
document.
Le présent document couvre les techniques de surveillance et de diagnostic de l’état des groupes
hydroélectriques opérationnels à partir d’instruments en ligne (installés à demeure) et portatifs.
Les essais de machines hors ligne, c’est-à-dire réalisés uniquement pendant l’arrêt, ne font pas partie
de la portée du présent document, même s’ils sont très importants. N’en font pas partie non plus les
essais de réception et de performance. Les techniques de surveillance d’état présentées dans le présent
document couvrent une large palette de techniques de surveillance continue et par intervalles pour une
large palette d’applications et de conditions. Par conséquent, l’approche de surveillance requise pour
une application spécifique peut être différente de ce qui est recommandé dans le présent document de
portée générale.
2 Références normatives
Le présent document ne contient aucune référence normative.
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp;
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http:// www .electropedia .org/ .
3.1
groupe hydroélectrique
groupe complet de production hydroélectrique, constitué d’un alternateur, d’un arbre, d’une turbine, et
comprenant les composants d’admission et de refoulement immédiats, par exemple la conduite forcée,
la vanne de pied, la bâche spirale et la portion supérieure de l’aspirateur
3.2
état de machine
mode d’exploitation ou fonctionnement du groupe hydroélectrique (3.1)
EXEMPLE Montée en vitesse, marche synchronisée à vide, charge partielle, pleine charge, en ralentissement,
à l’arrêt.
3.3
technique de surveillance
mesurage ou ensemble de descripteurs utilisés pour détecter un mode de défaillance potentiel (3.4) ou
pour fournir des informations de diagnostic sur le type de défaut et son emplacement ainsi que sa gravité
3.4
mode de défaillance potentiel
modification de l’état d’un composant d’un groupe hydroélectrique (3.1) qui peut être détectée par des
mesurages qui indiquent qu’un défaut commence à se développer et finira en défaillance
3.5
roue
turbine
turbine d’un groupe hydroélectrique (3.1)
Note 1 à l'article: Les termes sont utilisés de manière interchangeable dans le texte.
3.6
tachymètre/top tour
capteur de phase/vitesse de référence, avec au moins une impulsion générée par tour
Note 1 à l'article: Le capteur peut être un capteur de déplacement ou un capteur optique émettant un signal TTL
ou NPN/PNP.
4 Symboles et abréviations
Pour les besoins du présent document, les symboles et abréviations ci-après sont utilisés.
CA Courant alternatif
CC Courant continu
DCS Système de commande distribuée
DP, ADP Décharge partielle, analyse de décharge partielle
DTR Détecteur de température de résistance
EN Entrefer
FFT Transformation de Fourier rapide
FM Flux magnétique
FOA Accéléromètre à fibre optique
IEM Interférence électromagnétique
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IFR Interférence de fréquences radio (interférence électromagnétique dans la bande de fré-
quences radio)
NPN Impulsion négative-positive-négative (par exemple, signal de sortie provenant d’un capteur
tachymétrique)
N Vitesse spécifique, également critère de conception pour le dimensionnement d’une turbine
S
par rapport à un débit et à une chute spécifiques
PNP Impulsion positive-négative-positive (par exemple, signal de sortie provenant d’un capteur
tachymétrique)
RSI Interaction rotor-stator (par exemple, forces)
RTU Unité terminale distante
SCADA Système de commande de surveillance et d’acquisition de données
SE Surveillance d’état
S Déplacement crête maximal pour mesures de déplacement d’arbre effectuées sur 2 voies
max
conformément à l’ISO 20816-5
SNL État opérationnel du groupe hydroélectrique dans lequel le rotor tourne à une vitesse syn-
chronisée, mais sans être soumis à une charge (c’est-à-dire marche à vide)
S Valeur maximale de déplacement crête-à-crête pour chacune des deux voies de déplacement
P-P
d’arbre conformément à l’ISO 20816-5
TCP/IP Protocole de contrôle de transmission/protocole internet
TTL Impulsion logique transistor-transistor (par exemple, signal de sortie provenant d’un cap-
teur tachymétrique)
VDS Vibrations de développante
5 Préparations initiales à la surveillance d’état
La mise en œuvre d’une stratégie optimale de surveillance d’état des groupes hydroélectriques
comprend plusieurs étapes qu’il convient de toutes prendre en compte afin de maximiser la production,
la fiabilité et le rendement des machines, et afin de réduire le plus possible les coûts du cycle de vie de la
machine. Ces étapes initiales, qui ne font pas partie du domaine d’application du présent document, sont
décrites d’une manière générale dans l’ISO 17359 et incluent l’évaluation:
— d’une analyse des coûts et des bénéfices de la machine pour la surveillance;
— de l’historique de maintenance de la machine et des modes de défaillances potentiels;
— des exigences de fiabilité et d’un audit de criticité;
— des exigences du délai avant la maintenance.
Après la mise en œuvre de la stratégie de surveillance d’état, il convient de la revoir régulièrement et de
l’affiner en fonction de l’accumulation d’expérience et de l’amélioration des technologies de surveillance.
Si un système de surveillance d’état est déjà utilisé, il peut être nécessaire de réévaluer de temps en
temps la fonctionnalité de surveillance et de diagnostic de ce système afin de répondre aux exigences
actuelles de la stratégie de surveillance d’état telles que décrites ci-dessus.
L’intégralité du processus de mise en œuvre d’une stratégie de surveillance d’état est résumée dans le
Tableau 1, qui est en partie basé sur la Figure 1 de l’ISO 13379-1:2012.
Tableau 1 — Mise en œuvre d’une solution de surveillance d’état pour des groupes
hydroélectriques
Implémentation Activité Remarques
de la SE
Stratégie de SE Vue d’ensemble de la mise en œuvre Décrite dans l’ISO 17359
d’une SE
Analyse des coûts et bénéfices et des Décrite en partie dans l’IEC 60300-3-3,
risques l’IEC 60812, la série ISO 13379
Application de Modes de défaillance, techniques de sur- Voir le Tableau 2 pour une liste des normes
la SE veillance, descripteurs pour les techniques de surveillance spécifiques
aux groupes hydroélectriques
Système de SE Traitement des données, systèmes de Décrit en partie dans l’ISO 13374-1, l’ISO 13374-
mesurage, gestion des données 2, l’ISO 13374-3
Capteurs Décrits en partie dans le présent document
Opérations de Détection, diagnostic Décrits en partie dans le présent document
la SE
Analyse des causes profondes, prévisions Normes en cours d’élaboration
NOTE Les activités de mise en œuvre de la surveillance d’état non couvertes par le présent document sont
grisées.
6 Modes de défaillance des composants des groupes hydroélectriques
6.1 Généralités
La mise en œuvre d’une approche efficace d’une surveillance d’état et de diagnostic pour les groupes
hydroélectriques est directement liée aux modes de défaillance potentiels concernés qui peuvent se
produire sur des composants spécifiques des machines. Une défaillance signifie que le composant n’est
plus en mesure de réaliser la fonction à laquelle il est destiné.
6.2 Composants d’un groupe hydroélectrique
Les modes de défaillance potentiels examinés dans le présent document sont limités au groupe
hydroélectrique lui-même qui est composé de:
— un alternateur et une excitatrice;
— un ensemble arbre et paliers;
— une conduite forcée (y compris la vanne d’admission principale), une bâche spirale, des pré-
directrices, des aubes directrices, un vannage et des injecteurs;
— une roue (turbine et pompe pour une application de stockage par pompage);
— un aspirateur.
Une description plus détaillée des composants du groupe hydroélectrique avec la terminologie associée
figure en A.2.
6.3 Identification et priorisation des modes de défaillance potentiels
Les modes de défaillance potentiels effectifs pour une application spécifique sont normalement
identifiés et priorisés par des méthodes d’analyse de fiabilité et de risques, par exemple une analyse des
modes de défaillance et de leurs effets (AMDE), une analyse des modes de défaillance, de leurs effets et
de leur criticité (AMDEC), une analyse par arbre de panne (AAP) et d’autres méthodes (celles-ci sont en
partie couvertes par les normes résumées sous Stratégie de SE dans le Tableau 1). La méthode effective
la plus appropriée pour l’identification et la priorisation des modes de défaillance potentiels dépend de
4 © ISO 2020 – Tous droits réservés
l’application et des exigences de l’utilisateur. La plupart de ces méthodes tiennent compte d’un nombre
de facteurs directement associés aux groupes hydroélectriques eux-mêmes, par exemple:
— la conception et la construction originales de la machine;
— la rénovation et les modifications de la machine;
— l’historique de maintenance;
— les facteurs environnementaux;
— la manière dont la machine est entretenue et exploitée;
— l’expertise de surveillance d’état et de diagnostic.
Il existe de nombreux modes de défaillance potentiels pour les groupes hydroélectriques, certains
pouvant être détectés et diagnostiqués relativement facilement, d’autres plus difficilement et certains
pas du tout. Le présent document porte sur les modes de défaillance potentiels énumérés en A.3 qui
affectent généralement une large gamme d’applications et de types de machines et qui peuvent être
surveillés et diagnostiqués à l’aide des techniques décrites à l’Annexe C. Étant donné que la conception
du groupe hydroélectrique et son régime d’exploitation et de maintenance peuvent fortement varier
d’une application à l’autre, il est important de souligner que les modes de défaillance décrits dans le
présent document peuvent être différents de ceux de l’application particulière de l’utilisateur.
7 Techniques de surveillance et de diagnostic
7.1 Généralités
Des techniques de surveillance et de diagnostic ont été développées et affinées au fil des années afin
de détecter, d’identifier et d’évaluer la gravité d’un ou de plusieurs symptômes de modes de défaillance
potentiels avant qu’ils se produisent et avec un délai suffisant de sorte que la maintenance puisse être
planifiée et que la production puisse continuer comme prévu.
7.2 Vue d’ensemble des techniques de surveillance d’état
Le Tableau 2 énumère de manière résumée les techniques de surveillance les plus courantes et
comprend une référence aux normes relatives à ces techniques. Un résumé sous forme de graphique
est représenté en B.2. Des informations supplémentaires sur les techniques de surveillance les plus
pertinentes et les modes de défaillance correspondants sont fournies en B.3. Une description détaillée
de chaque technique de surveillance couverte par le présent document est donnée en Annexe C.
Il existe actuellement un certain nombre de techniques de surveillance importantes appliquées sur
les groupes hydroélectriques, mais elles n’apparaissent pas dans le Tableau 2. C’est le cas pour le
suivi des paramètres d’exploitation qui ne font pas partie normalement du système de surveillance
d’état. Cependant, ces mesures jouent un rôle important dans la surveillance d’état des groupes
hydroélectriques à des fins de corrélation comme décrit en 7.4; par conséquent, ils doivent être
enregistrés avec suffisamment de résolution en amplitude et fréquence.
Certaines techniques de surveillance d’état ont été utilisées avec succès par le passé ou sont
actuellement utilisées pour détecter et diagnostiquer certains modes de défaillance potentiels des
groupes hydroélectriques, mais ne figurent pas dans la liste du Tableau 2, car ces techniques:
— ne sont pas utilisées à une large échelle, les connaissances sur ces techniques sont donc insuffisantes;
— sont relativement nouvelles et l’expérience est insuffisante pour considérer ces techniques comme
ayant fait leurs preuves;
— nécessitent beaucoup de ressources, par exemple le succès de la technique dépend largement des
compétences de l’utilisateur que peu de personnes possèdent;
— sont relativement anciennes et ont été remplacées depuis par des techniques éprouvées plus
récentes;
— sont utilisées avec succès sur d’autres types de machines, mais leur domaine d’application pour les
groupes hydroélectriques est très limité.
Certaines des techniques de surveillance d’état non énumérées dans le Tableau 2 incluent:
— les vibrations des barres stator: le desserrage des barres est souvent constaté lors d’essais de
contrôle de calage d’encoche réalisés à l’arrêt et par conséquent, n’est pas largement utilisé pour
la surveillance en ligne (décrite brièvement dans l’IEEE 1129). Cette technique est probablement
en train d’être remplacée par l’analyse des décharges partielles et des vibrations de développantes
stator avec un FOA sur le dessus de la barre stator;
— surveillance de sédiments: l’érosion et l’abrasion par les sédiments peuvent affecter tous les types
de turbines, mais plus largement les turbines Pelton;
— vibrations du circuit magnétique du stator pour la surveillance de la déformation du rotor:
en plus de l’objectif normal de la surveillance des vibrations du circuit magnétique indiqué dans
le Tableau 2, des analyses sont en cours de développement pour utiliser cette technique afin de
détecter également les défauts géométriques sur les rotors;
— surveillance de cavitation: il existe d’autres techniques que celles axées sur les vibrations et les
performances pour détecter et surveiller la cavitation, par exemple des techniques à ultrasons et
acoustiques;
— température des enroulements du rotor: les systèmes télémétriques sont désormais disponibles,
mais ils ne sont pas utilisés actuellement à large échelle et l’expérience correspondante est limitée.
Tableau 2 — Liste partielle des techniques de surveillance pour les composants de groupes
hydroélectriques
Composant Technique de surveillance Paragraphe Normes correspondantes
majeur de la des- (citées en référence dans la
cription Bibliographie)
Alternateur Entrefer C.2 IEEE 1129
(mentionnée brièvement)
ISO 20816-5
(mentionnée brièvement)
Flux magnétique C.3 IEEE 1129
(mentionnée brièvement)
Analyse de décharge partielle C.4 IEEE 1129, IEC/TS 60034-27
Vibrations de la carcasse et du circuit magné- C.5 IEEE 1129, ISO 13373-7
tique du stator, températures du circuit magné-
tique, du cercle de connexion, du système de
refroidissement et des enroulements et tension
de la bague excitatrice/mécanisme de balais
Vibrations des développantes stator C.6 IEEE 1129, IEC/TS 60034-32
a Ceci est décrit uniquement pour les paliers alternateur supérieur et inférieur.
b La température des paliers guides n’est pas couverte par l’ISO 13373-7.
c Cette technique est également décrite dans l’ISO 13373-7, mais avec une méthode différente.
d La pression n’est pas couverte par l’ISO 13373-7.
NOTE Les techniques de surveillance d’état qui ne sont pas entièrement couvertes par le présent document sont grisées.
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Tableau 2 (suite)
Composant Technique de surveillance Paragraphe Normes correspondantes
majeur de la des- (citées en référence dans la
cription Bibliographie)
Ensemble arbre Courant et tension d’arbre C.7 IEEE 112, IEEE 115, IEEE
et paliers 1129
Analyse de l’huile C.8 Nombreuses normes dispo-
nibles telles que ASTM D5185
pour l’analyse des débris
d’usure et ASTM D6304,
ASTM D2896, ASTM D445
pour l’état de l’huile. D’autres
normes sont en cours d’éla-
boration.
Déplacements d’arbre, vibrations sur les paliers C.9 ISO 13373-7, ISO 20816-5,
guides, le palier butée et le support des paliers IEEE 1129
Température des paliers guides et du palier butée C.10 IEEE 1129a, ISO 13373-7b
Surveillance des fuites labyrinthes C.11
Conduite forcée Surveillance des doigts de rupture des directrices C.12 ISO 13373-7
(y compris
Vibrations sur blindage du groupe bulbe C.13
la vanne
Surveillance des performances des aubes pré-di- C.17 IEC 60041
d’admission
rectrices et directrices
principale),
bâche spirale,
Surveillance des vibrations injecteur C.9
carter bulbe,
Surveillance de cavitation et des instabilités C.18
pré-directrices,
hydrauliques
aubes direc-
Surveillance de la pression et des vibrations de C.19
trices, vannage
la conduite forcée (y compris la vanne d’admis-
et injecteurs
sion principale)
(Pelton)
Surveillance de l’alignement roue Pelton Tableau C.14
Turbine Jeu pales-manteau (turbines Kaplan et bulbe) C.14
Jeu et température du joint labyrinthe (turbines C.15 ISO 13373-7c
Francis)
Vibrations axiales du flasque de turbine Francis C.16 ISO 13373-7
Surveillance des performances (rendement, C.17 IEC 60041
chute et débit)
Surveillance de cavitation et des instabilités C.18
hydrauliques
Aspirateur Surveillance de cavitation et des instabilités C.18
hydrauliques
Surveillance de la pression et des vibrations de C.20 ISO 13373-7d
l’aspirateur
a Ceci est décrit uniquement pour les paliers alternateur supérieur et inférieur.
b La température des paliers guides n’est pas couverte par l’ISO 13373-7.
c Cette technique est également décrite dans l’ISO 13373-7, mais avec une méthode différente.
d La pression n’est pas couverte par l’ISO 13373-7.
NOTE Les techniques de surveillance d’état qui ne sont pas entièrement couvertes par le présent document sont grisées.
7.3 Principaux descripteurs et tracés
Chaque technique de surveillance et de diagnostic des groupes hydroélectriques comprend une ou
plusieurs grandeurs de détection et de diagnostic appelés descripteurs, qui peuvent être surveillés
par rapport à des seuils d’alarme et représentés sur des tracés. Les descripteurs et les tracés, qui
peuvent varier d’un fournisseur de système de surveillance à un autre, peuvent être déterminés en
fonction des paramètres de configuration ou peuvent être adaptés par l’utilisateur pour une application
spécifique ou être précisés à mesure que l’expérience s’accroît. Les descripteurs et tracés recommandés
dans le présent document sont considérés comme étant les plus pertinents pour une large gamme
d’applications et de types de machines et sont basés sur l’expérience et les meilleures pratiques ayant
fait leurs preuves.
Tableau 3 — Descripteurs et tracés pour les techniques de surveillance des groupes
hydroélectriques
Technique de surveillance Descripteurs et tracés Exigences pour le système de
Paragraphe de la descrip- surveillance Paragraphe
tion
Entrefer (EN) C.2.3 C.2.4
Flux magnétique (FM) C.3.3 C.3.4
Analyse de décharge partielle (ADP) C.4.3 C.4.4
Vibrations de développantes stator (VDS) C.6.3 C.6.4
Jeu pales-manteau (turbines Kaplan et bulbe) C.14.3 C.14.4
Jeu et température du joint labyrinthe (tur- C.15.3 C.15.4
bines Francis)
Surveillance des performances C.17.3 C.17.4
7.4 Mesurages de corrélation
Les principaux descripteurs énumérés dans le Tableau 3 sont souvent visualisés en tracés avec des
paramètres d’exploitation correspondants pour mieux comprendre la corrélation du descripteur
principal aux conditions de fonctionnement. Cela simplifie la comparaison de données similaires lors de
l’analyse de symptômes de défaillance et la définition de seuils d’alarme dans le cadre d’une stratégie
de surveillance adaptative comme décrit en 7.5. Les grandeurs typiques utilisées pour la corrélation
peuvent être d’autres descripteurs principaux ou les paramètres associés à l’exploitation. Ceux-ci
incluent, sans y être limités:
— les puissances active et réactive et le facteur de puissance (par exemple, mesurés par un wattmètre
ou calculés à partir des valeurs des transformateurs de tension et de courant multipliées par le
facteur de puissance plus les pertes);
— la vitesse et la phase;
— la tension et le courant d’excitation (y compris la chute de tension sur les balais du système
d’excitation);
— la température (par exemple de l’huile, de l’eau, des paliers, des enroulements, de l’air de
refroidissement et du circuit magnétique du stator). Parfois, la température est également surveillée
sur les plaques/doigts de serrage du stator, le cercle de soutènement des développantes stator et le
cercle de connexion du stator;
— la pression (huile, eau, air de refroidissement);
— le débit (eau, air de refroidissement);
— l’humidité;
— les vibrations;
— les paramètres de performance (par exemple la cote, le débit, la température de l’eau);
— les signaux issus de la machine (par exemple synchronisation, pompage, position des directrices).
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Les mesurages de corrélation sont particulièrement utiles dans les situations où les mesurages de base
ne sont pas très fiables. De plus, il convient qu’il y ait une vitesse d’échantillonnage suffisamment élevée
pour ces types de mesures pour réaliser une corrélation correcte.
7.5 Stratégie de surveillance adaptative
De nombreux groupes hydroélectriques ont des conditions de fonctionnement très variables, ce qui
fait que les différents descripteurs des techniques de surveillance peuvent également varier. Pour la
détection automatique et précoce des défaillances, il convient que les seuils d’alarme soient définis
individuellement pour chaque condition de fonctionnement, sur la base de l’expérience. Les paramètres
d’exploitation habituellement utilisés pour définir les différentes classes de fonctionnement peuvent
être n’importe lesquels parmi ceux énumérés en 7.4, mais sont souvent la vitesse, la puissance active,
le facteur de puissance et les signaux tout-ou-rien des machines (par exemple mise en marche, arrêt,
tels que les signaux automatiques de contrôle de production et les stabilisateurs de puissance). Il existe
deux types principaux de régimes de fonctionnement pour les groupes hydroélectriques: les régimes
stabilisé et transitoire. La plupart du temps de fonctionnement a lieu dans des classes de fonctionnement
stabilisé qui incluent:
— la production à pleine charge;
— le pompage (pour le stockage par pompage);
— la production à charge partielle;
— le fonctionnement synchronisé à vide (mode en compensateur pour la stabilisation du réseau);
— à l’arrêt.
Les régimes transitoires incluent le démarrage et le ralentissement. Plusieurs techniques de surveillance
et de diagnostic, telles que la surveillance des vibrations, peuvent être effectuées pendant les régimes
transitoires afin de détecter ou de confirmer certains modes de défaillance potentiels qui ne sont pas
aisément visibles dans les régimes stabilisés.
NOTE Il n’est pas possible de surveiller tous les descripteurs dans tous les modes de fonctionnement des
machines. Une description détaillée de certains descripteurs pour chaque technique de surveillance est donnée
en Annexe C.
7.6 Choix et évaluation d’une technique de surveillance et de diagnostic
Il existe un certain nombre de techniques disponibles pour la surveillance et le diagnostic des
groupes hydroélectriques, mais le gain que chacune fournit à l’utilisateur dépend considérablement
de l’application et des exigences de l’utilisateur. Une technique de surveillance et de diagnostic utile
pour un utilisateur peut être totalement inappropriée pour un autre qui a des machines similaires.
Une méthode basée sur des moyennes pondérées, telle que décrite en Annexe D, peut être utilisée pour
évaluer des techniques de surveillance et de diagnostic similaires provenant de différents fournisseurs
ou pour des techniques de surveillance différentes pour un même mode de défaillance potentiel. Les
critères utilisés pour évaluer les différentes techniques peuvent inclure les points suivants:
— fiabilité, précision et répétabilité de la technique;
— détection du délai avant maintenance;
— coûts des capteurs, traitement des signaux et affichage;
— facilité d’installation;
— maintenabilité et étalonnage de l’équipement de surveillance;
— compétences en diagnostic nécessaires.
NOTE La méthode décrite en Annexe D est uniquement destinée à compléter les processus d’analyse des
coûts et bénéfices et des risques, mais pas à les remplacer.
8 Mise en œuvre, fonctionnement et maintenance d’une solution de surveillance
8.1 Généralités
Les techniques de surveillance et de diagnostic sélectionnées à l’Article 7 exigent un système de
surveillance d’état pour traiter les signaux entrants qui indiquent l’état de la machine et pour fournir
des informations exploitables aux opérateurs concernés et d’autres systèmes pour l’affichage et les
traitements supplémentaires. Les informations fournies sont destinées à aider le processus de prise de
décisions pertinentes pour l’exploitation et la maintenance afin de réduire le plus possible les coûts du
cycle de vie de la machine et de maximiser la production.
8.2 Sélection et installation des capteurs
Des capteurs sont normalement fournis et installés par le fournisseur du système de surveillance
d’état. Si l’utilisateur prévoit de réaliser cette tâche, il convient de prendre en compte d’importantes
considérations. Pour plusieurs techniques de surveillance, la sélection et le montage corrects des
capteurs sont critiques pour obtenir un signal qui indique de manière fiable le défaut potentiel naissant
que l’on souhaite détecter pendant les premières étapes de son développement. Un capteur mal monté
ou monté à un emplacement incorrect peut donner un signal réduit, aucun signal ou même un signal
incorrect. Un câblage et une mise à la terre incorrects peuvent avoir le même effet. Il est important de
suivre les recommandations d’installation du capteur données par le fournisseur du capteur et/ou du
système de surveillance d’état. Les capteurs décrits dans le présent document sont présentés dans le
Tableau 4.
Tableau 4 — Capteurs utilisés pour les techniques de surveillance des groupes hydroélectriques
décrits dans le présent document
Technique de surveillance Capteur Paragraphe de la description
Entrefer (EN) C.2.2
Flux magnétique (FM) C.3.2
Analyse de décharge partielle (ADP) C.4.2
Vibrations de développantes stator (VDS) C.6.2
Vibrations sur blindage du groupe bulbe C.13
Jeu pales-manteau (turbines Kaplan et bulbe) C.14.2
Jeu et température du joint labyrinthe (turbines Francis) C.15.2
Flasque de turbine pour les vibrations axiales C.16.2
Surveillance des performances C.17.2
Surveillance de cavitation et des instabilités hydrauliques C.18.3
Surveillance de la pression et des vibrations de la conduite forcée C.19
Surveillance de la pression et des vibrations de l’aspirateur C.20
8.3 Évaluation et sélection d’un système de surveillance d’état
Par définition, un système de surveillance d’état est prévu pour détecter et diagnostiquer le
développement d’un défaut le plus tôt possible afin de permettre un délai maximal pour planifier à coût
minimum une maintenance. Pendant ce temps, la production peut continuer normalement et le temps
d’arrêt dû à une défaillance catastrophique est évité. Il n’est pas destiné à arrêter la machine à des fins
de sécurité. C’est le but d’un système de protection qui détecte tardivement le développement d’un
défaut et arrête la machine le plus tard possible. Celui-ci a pour but de réduire le plus possible le temps
d’arrêt tout en évitant les dommages catastrophiques sur la machine, l’environnement ou les personnes.
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Dans de nombreux cas, un système de protection comprend une fonctionnalité de surveillance d’état ou
peut être étendu pour l’inclure.
S’il existe déjà un système de surveillance, qu’il s’agisse d’un système de protection ou d’un ancien
système de surveillance d’état, il convient de l’évaluer pour déterminer s’il peut être élargi pour inclure
la fonctionnalité de surveillance d’état nécessaire aux exigences actuelles des groupes hydroélectriques.
Si un nouveau système de surveillance d’état est nécessaire, il existe plusieurs solutions parmi
lesquelles choisir. Une solution de surveillance d’état peut être un système en ligne (installé de manière
permanente), un système portatif ou une combinaison des deux. Un système en ligne peut consister
en un unique système de terrain installé sur une seule machine ou bien un système installé en rack
dans la salle de commande pour plusieurs machines. Cela peut également être un ensemble de plusieurs
systèmes indépendants comprenant des appareils portatifs et qui peuvent être dédiés à des tâches
de surveillance spécifiques. Le ou les systèmes peuvent être indépendants, ou intégrés ou reliés à
un système de contrôle-commande, mais l’aspect important pour de nombreuses applications est la
capacité de pouvoir réaliser la surveillance à distance.
Même si cela n’est pas couvert par le domaine d’application du présent document, le choix du système de
surveillance d’état repose idéalement sur une analyse des coûts et bénéfices et des risques. En plus des
points mentionnés en 7.6 relatifs aux exigences posées à la technique de surveillance et de diagnostic,
il convient de prendre en compte d’autres exigences concernant le système de surveillance proprement
dit, par exemple:
— exigences de ressources informatiques: réseau, serveurs, cybersécurité, sauvegarde, personnel;
— exigences d’intégration du système: données envoyées et reçues au DCS/SCADA, au système
d’historisation des données, au centre de contrôle à distance et à d’autres systèmes de surveillance
(via Modbus, TCP/IP et RTU qui sont souvent utilisés dans l’industrie hydroélectrique);
— stratégie d’alarme: comment les seuils d’alarme doivent être déterminés;
— durée d’arrêt nécessaire pour l’installation: les machines sont arrêtées ou démontées pour
installer les capteurs/le câblag
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
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