关于水轮机震动的原因及对策处理的几点思考

摘要：水轮发电机组振动是水电站存在的一个普遍问题，有设计、制造、安装、检修、运行等方面的原因。水轮发电机的振动，在理论上涉及很多学科领域，在国内外迄今为止仍是难度很大的课题，在机组运行中如何监视机组振动，及早发现异常情况，防止因振动产生的事故是十分重要的工作，这需要丰富的实践经验结合科学的理论，在维护检查工作中全面加强设备的动态管理，确保水轮发电机组的安全运行。同时在机组的安装施工中，要提高安装精度与质量，以保证机组稳定。笔者通过对水轮机振动产生的原因分析，对其处理措施进行详

细的论述。因此只有解决了机组的振动问题，才能保证机组安全、稳定地运行。

关键词：水力机组；振动；原因分析；对策；

随着我国水电工程的快速发展使得我国能源结构调整奠定了良好的基础，同时也对我国水电企业设备维护与养护工作提出了更高的要求。在现代水电站的运行维护中，水轮机组异常振动是常见的异常现象。如何快速的判断振动源并进行相应的措施是有效保障机组运行安全的关键，也是目前水电站设备维护与运行安全的重要工作。在现代水电站运行经验总结中可以看出，水轮机组的振动对水电站机组甚至厂房的安全、经济效益都有着重要的影响。在现代水轮机组转速与大容量方向发展的今天，水轮机组的振动影响更为明显。加快电厂机组振动研究以及对策已经成为我国水利水电发展的关键。 发电机组的振动问题是影响机组工作性能的重要指标，异常振动一旦发生，小则产生噪音，大则危及安全，造成事故，给电厂带来巨大的损失。随着机组尺寸的增大，机组部件的相对刚度减弱，固有频率降低，增加了发生局部共振的可能性。

l 机组振动的原因及相应的处理方法

各种干扰力对水轮机的作用是使水轮机产生振动的主要原因。水轮机的振动可分为水力振动、机械振动和电磁振动。在机组运转的状态下，流体一机械一电磁三部分是相互影响的。

1.1 引起发电机振动的水力因素

来自水轮机的水力不平衡和流道内的压力脉动是造成水力振动的直接原因，这种情况一般发生在非设计工况下，在偏离设计工况下运行，机组一般都存在着一个振动区。这个振动区主要是由水力方面引起的，如，在非设计工况下流道内产生的空腔气蚀和卡门涡列及尾水管中产生的涡带等，都能使机组产生较为剧烈的振动，有些电站的机组在运行情况下，能听到尾水管室有间歇性的撞击声就是属于这种情况。在没有解决振动问题之前，为了机组的安全与稳定，值班人员应尽可能地避开这些区域运行。另外，有些电站机组发电工况低水头启动时存在不稳定，同时机组短时振动大，属于特定工况、特定条件下的振动问题，相对来说对机组危害不大。

1.2 引起发电机振动的机械因素及其控制

由于机组机械部分的惯性力、摩擦力及其他力的干扰造成的振动叫做机械振动。引起发电机振动的机械因素主要有：转子重量不平衡，机组轴线不正，摆度过大，中心偏移以及导轴承缺陷等。

由于转子质量不平衡，转子重心与轴心产生一个偏心距。当转子高速转动时时，由于失衡质量离心惯性力的作用，轴将产生弓状回旋，转速越高，挠度越大，对于我们高转速机组，其磁轭高度大于转子直径1／3以上，故容易出现较大的不平衡力偶，转子重量不平衡和不平衡力偶都可以通过动平衡试验即转子配重来解决和消除。

机组轴线不正会引起两种形式的振动：弓状回旋。由于转子、转轮几何中心偏离旋转中心，运行中会产生横向及纵向振动，直接形成回旋对推力轴承、导轴承均构成威胁，还能增大离心惯性力，两者都使振幅增大。从运行角度分析，一般出现在投运年限较长，各导轴承间隙大，没能及时修复，或者检修质量不良等情况下；另外一种是摆振。在动水压力下，推力轴承处发生摆振。

从机组盘车数据分析，机组轴线整体偏斜，并有曲折，机组轴线不正，主要表现在推力下层绝缘板与轴线不垂直和轴线在法兰结合面处曲折，由于轴线倾斜和曲折，使机组转子的总轴向力不通过推力轴承中心，就产生一个偏心力矩。随着转子的旋转，偏心力矩也同时旋转，使各支柱螺栓的受力是脉动力，其脉动频率与转速频率相同，从而产生推力轴承各支柱螺栓的轴向振动，转子也就随之产生振摆。轴线不正，也是引起径向振动的原因之一。为此，在安装和检修时必须找正轴线，连轴后的大轴整体垂直度，即水导轴颈处相对于下导轴颈处的倾斜度要求在0.02mm／m范围内。如一些机组在检修过程中就发现的轴线不正的问题，可做相应的处理：对推力下层绝缘板进行了刮削；在镜板与推力头之间夹垫紫铜皮。(大型水轮机组不允许加紫铜皮，必须现场研磨消除水平超标问题，包括轴之间的连接)。

大轴原始摆度是另一个影响机组振动的重要因素，在机组连轴完成后对机组推力、上导、下导、水导的摆度进行严格的测试。大轴摆度过大，在机组运转时将对各导轴承产生强大的径向脉动力，这是引起振动的重要原因，并且过大的径向力将对轴承的抗重螺栓、抗重环及机座产生破坏作用。在大轴倾斜度和曲折度较好的情况下，水导处的摆度对于上导、下导来说应成线性关系，故重点也在于控制水导摆度，如果水导处的最大摆度超过了0.30ram，则需对推力头上层卡环进行修刮。

机组的中心对于机组的振动来说相当关键，中心不好，即使是很小的摆度，大轴垂直度在标准范围内也会对机组各轴承造成严重的危害，中心不好主要指机组中心发生偏移，中心偏移的产生主要由于上导、下导的抗重螺栓发生松动，使导瓦间隙发生变化（上下导一般都有销钉螺栓，产生的原因除非是基础浇筑问题而导致上下导位置移动），因为一般认为安装后机组上导、下导和水导轴承是同心的，若干的导瓦抗重螺栓松动将破坏机组轴承受力状况，并产生突变干扰。

导轴承缺陷。当导轴承松动、刚性不足、运行不稳而不良时，会发生摩擦，引起反向弓状回旋，即横向振动力。导轴承间隙过小，会把转轴的振动传给支座和基础，导轴承间隙过大，转轴振动大。在此次的检查中，发现下导轴承瓦间隙过大，是引起水导处振动过大的主要原因，对此也进行了调整。

1.3 振动的电磁因素

振动的电磁因素是指振动中的干扰力来自电机电气部分的电磁力，引起电磁振动的主要原因有：转子绕组短路、空气间隙不均匀、定子三项电流不平衡等。这些情况的直接后果是造成磁路不对称，从而造成磁拉力不平横引起机组振动。（磁拉力不均匀也可引起机组振动-也有定子线棒安装原因）

转子空气间隙不均匀分为静态不均匀和动态偏心两种。气隙静态不均是指发电机定子中心与转子轴心不重合时，定、转子之间的空气间隙出现的偏心现象，过大的偏心值将在发电机气隙中产生很大的单边磁拉力，一般情况下偏心误差不允许超过气隙平均值的10％。气隙动态偏心是由于发电机转子不圆或运行时转子产生弓状回旋而产生，它引起的单边不平衡磁拉力，随着转子的旋转而引起空气间隙周期性的变化，单边不平横磁拉力沿着周围作同期性移动，引起机组振动。此外，非同期并列、系统故障、雷击也会使发电机组产生电磁振动。

以上各种因素引起的振动将对机组产生破坏作用，导致轴瓦、抗重螺丝受损，轴承机座变形，机架移动，转动部件松动、移位。进行发电机内部检查时，我们曾经发现转子磁轭键焊缝经常出现裂纹，磁极键出现松动，连接螺丝松动等情况，都是由于振动引起的。我们着重检查转动部件连接螺丝、磁极键焊缝、机架各部件焊缝等就是为了检查机组振动状况及时处理，消除各种隐患。

2 机组振动试验分析

2.1 转速试验

分别使机组在0.6～1.0Nr的各种转速下旋转，测量机组各轴承的振动和摆度值，发现振幅不大，改变转速对振幅影响不大，则排除了以下引起振动的可能原因：轴线曲折，盘车摆度未调好，导轴承不同心等。在一些机组测量过程中，发现机组振幅随转速增高而变大，且基本上与转速平方成正比，分析其主要原因是转动部件静(动)不平衡引起的。为此，进行动平衡试验加以处理。混流式机组运行工况多，转速高，试验时从低转速到高转速对各种工况都要进行动平衡试验，并综合考虑配重位置和配重块质量。

初次配重时，根据动平衡试验仪所测的各轴承最大摆度及其相角，估算出配重块的质量和配重方位，初次配重质量与摆度值的对比10kg／200p.μm，加配重后，低速运行机组，并记录摆度值及其相角。根据新的记录值再进行配重，并试验和新的摆度和相角。根据新的记录值再进行配重，并试验和记录新的摆度和相角，分析几次的试验结果，得出发电机各轴承在转子不同位置配重后各自的摆度和相角的变化规律，最终进行了合理的配重。

2.2 励磁试验

在额定转速下测量机组振动值，然后，给转子磁极加励磁电流，发现振幅并不随励磁电流加大而变大，则排除了磁力不平衡(匝间短路、气隙不均)引起机组振动的原因。

2.3 负荷试验

从小到大给机组带不同的负荷，如果振幅随负荷增减而增减，并且水轮机导轴承处的振幅变化比上导轴承处的振幅变化敏感，则水力不平衡是引起机组振动的主要原因。如果振动仅在某一负荷区域运行中较大，避开这一负荷区域运行时，振动明显减小，则气蚀是产生振动的主要原因。

2.4 调相试验

使运行机组转为调相工况，如果振幅减小很多，则振动的干扰力主要是水轮机的水力部分，若振幅没有什么变化，则干扰力主要是机组的机械部分和电磁部分。

3 结束语

总之，除上述论述的故障原因外，水轮机振动产生还有许多因素。在实际的故障诊断与排除中，需要维修人员根据以往经验以及对机组各部件工况以及部件更换时间进行相应的排除，以此避免振动故障造成的机组安全隐患，保障水轮机的安全、稳定运行。

参考文献

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