China水电站运维管理技术服务http://s13/mw690/002dgwmuzy78g0PDSxuec&690

第一节 水轮机功率不足及解决途径

水轮机功率不足是指水轮机功率达不到运行水头下的保证功率。

一、 机组功率不足的主要原因：

引起水轮机功率不足或功率下降的原因，既有水力方面的，也有机械方面；既有设计制造方面的也有安装、运行管理方面的。

1、 机组进水口拦污栅被堵，且面积大，导致进水口的水力损失增大，过流面积减小，导致过流量均下降。

2、 引水管渠因周壁长了杂草、吸附有贝类微生物或严重结圬，水力损失增大，过流面积减小，导致过流量减小。

3、 小型混流式水轮机转轮的流道狭窄且扭曲，易被碎石、杂物堵塞，影响水轮机功率。拦污栅间隔过大时，杂物容易随水流进入转轮；引水管渠有碎石、杂物掉落，也会堵塞转轮流道。

4、 水轮机过流部件因泥沙磨损、空蚀破坏或检修后翼型形状发生了变化等原因，水力损失增大，水轮机过流量减小，导致水轮机功率下降。

5、 尾水管出口的淹没深度不够，使转轮过流能力下降，造成水轮机功率下降。

6、 冲击式水轮机转轮的安装高度不够，使转轮与下游尾水位之间没有足够的通气高度，造成机组功率下降。

7、 机组主要零部件自然老化，承载能力下降，使机组发不出额定功率。据国外资料报道，水轮机主要零部件的自然老化，将导致水轮机效率降低2%-3%。

二、 解决途径

1、 发电机增容

由水轮机运转综合特性曲线知，当运行水头高于设计水头时，水轮机功率主要受发电机容量的限制，并且此时的导叶开度未达到最大开度，若发电机有增容潜力，且水轮机气蚀性能、结构强度和机组调保计算等满足要求，则当运行水头高于设计水头时，可通过开大导叶来提高水轮机功率，增加机组功率。

2、 改造现有转轮

通过对现有转轮修型，可以提高水轮机的过流能力，从而增大机组功率。改造后，转轮的空化、空蚀性能需通过模型试验验证。

3、 更换转轮

近十几年来，通过采用计算流体力学技术，有效地提高了水轮机的功率。新转轮可采用与原电站转轮不同的叶片数和叶片形状。

第二节 水轮机抬机事故

抬机事故在低水头、有较长尾水管的轴流式或斜流式水轮机中比较常见。抬机高度受转轮与顶盖之间的轴向间隙限制。抬机事故严重时会导致转轮叶片断裂，顶盖、推力轴承损坏，风扇断裂而引起发电机烧损的恶性事故。

一、 抬机原因

1、 当水轮机进入水力制动工况或水泵工况，向上的轴向水推力大于机组转动部分的总重量时，将发生抬机事故。这种情况不仅在机组甩负荷过程出现，而且在自动停机及由发电转入调相等过程中也会发生。

2、 当尾水管出现反水锤现象，作用于转轮出口处的瞬时总水压大于机组转动部分的总重量时，将发生抬机事故。这种一般只在水轮机吸出高度为负值，机组甩负荷过程中接力器关闭规律不佳，空气阀补气无效时才会发生。

二、防止发生抬机事故的方法和措施

1、在甩负荷过程中发生抬机事故（包含尾水管反水锤引起的抬机事故）时；选择合理的导水机构关闭规律；通过性能良好的真空补气阀向转轮区域大量通入空气。

2、由空载工况转调相运行发生抬机事故时；向转轮区域补气。

3、从机组结构上考虑；安装防止机组转动部分上抬的反推力轴承。

第三节  机组轴承引起的故障及处理

轴承是水轮发电机组的关键性结构部件，其运行性能的优劣，直接影响机组运行可靠性的高低。轴承事故率在机组运行事故中占有较大的比重。究其原因，除了设计、制造质量水平低外，多数是由于检修、运行经验不足，处理调整不当造成的。

一、 发电机轴承甩油及处理。

发电机轴承甩油分内甩油、外甩油两种情况，内甩油是润滑油从推力头（或导轴承轴颈）与挡油筒间的间隙甩向发电机内部，而外甩油是润滑从推力头与盖板间的密封处甩向外部。

1、 内甩油

内甩油的原因：

（1） 机组运行时，转子旋转鼓风，使推力头（或导轴颈）内下侧至油面之间容易形成局部负压，将油面吸高，涌溢并甩溅到电机内部，形成内甩油；

（2） 挡油筒与推力头（或导轴颈）内圆壁之间，因制造、安装的原因，存在不同程度的偏心，使设备之间的油环很不均匀。当这种间隙设计较小时，则相对偏心率就大，这样当推力头（或导轴颈）内壁带支其周围的静油旋转时，起着近似于偏心油泵的作用，使油环产生较大的压力脉动，并向上窜油，越过挡油筒甩溅到发电机内部。

处理方法：

（1） 阻挡法。

第一种在推力头内加装风扇。风扇叶片可焊在正常油面以上，当推力头旋转时，风扇产生风压阻止油面的升高；也可将风扇叶片焊在正常油面之下或镜板内侧，叶片浸入油中，旋转时可把油面往下压，从而阻止油面的升高。

第二种在推力头（或导轴承颈）内壁加装挡油圈。挡油圈有两种形式；一种是封闭式的，挡油圈与挡油筒之间间隙很小；另一种是开放式的，挡油圈与挡油筒之间间隙较大。

第三种在推力头（或导轴承颈）内壁开阻尼沟槽。沟槽斜面向下，可使上涌油流在沟槽中沿斜面下流。

第四种是加装梳齿迷宫，增大甩油阻力。部分通过第一、二道梳齿的油流，被聚积在梳齿油筒中，并从筒底小孔流回油槽。

（2） 疏通法。

第一种是加大推力头（或导轴承轴颈）与挡油筒之间的间隙，减小相对偏心率，降低油环的压力脉动值，保持油面的平衡，从而防止油的飞溅上窜。

第二种是加装稳流挡油管。稳流挡油管与旋转件间隙较小，以增大内甩油阻力。部分甩出来的油，由稳流挡油管与挡油向之间的空隙流回到油槽中去。

2、 外甩油。

外甩油的原因：

（1）、机组运行时，推力头和镜板外壁带动粘滞的静油运动，使油面因离心力作用向油槽外壁涌高、飞溅，易使油珠或油雾从油槽盖板缝隙处逸出，形成外甩油。

（2）、随着轴承温度的升高，使油槽内的油和空气体积膨胀，产生内压。在内压作用下，油槽内的油雾随气体从盖板缝隙处逸出。

外甩油的处理：

（1）、加强密封性能。在主轴与盖板之间设迷宫槽，槽内装有羊毛毡。

（2）、在推力头（或导轴承轴颈）的外侧加装挡油圈，以削弱油流离心力的能量，使油面趋于平稳。但应注意不得影响油的循环冷却。

（3）、在油槽盖板上加装气窗装置（呼吸器），使油槽液面与大气连通，以平衡内压力。

（4）、合理选择油位，油面不得过高。内循环推力轴承的正常静止油面不应高于镜板上平面，导轴承正常静止油面不应高于导轴瓦的中心。若推力瓦与导轴瓦处于同一油槽中，则油位应符合两者中高油位的要求。

二、推力轴承的主要故障及处理。

1、轴承镜板镜面粗糙度增加

原因：自然老化、润滑油中含有杂质，如硬质微粒、水等。

不良后果：①推力瓦面摩擦系数增加，瓦温升高，机组启动和停机困难；②先在推力瓦合金面上出现连点，然后出现连续的磨损带，磨损带随着机组启、停次数的增加而增大，若不及时处理，将使推力瓦的钨金熔化，导致推力瓦损坏。

特征：相同季节推力瓦温度比以前明显增高；机组启动和停机时推力轴承中有扎扎声响。

检测方法：①检查推力瓦瓦温；②检查机组启动和停机时推力轴承中所发出的响声；③察看推力瓦瓦面，或使用专用量具或样板来测量；④通过测量机组启动摩擦系数来确定镜面粗糙度的变化情况。

修复方法：按拟定的工艺对镜板镜面进行超级精磨或研磨、降低镜面粗糙度。对伞式机组可采用自动机床，对悬式机组可用简单的设备。

2、镜板镜面宏观不平度增大

推力轴承镜板镜面宏观不平度是由镜面上的凹凸不平部分引起的，这些凹凸部分沿机组旋转方向分布。转子旋转时，由于有凹凸部分，轴瓦将承受周期性变化的负载。

原因：(1)结构上的缺陷。例如，推力头底部过薄，在载荷作用下产生挠曲，使得固定在推力头底部的镜板出现凹凸不平。

(2)、推力头热套在轴上时产生了残余变形，导致起镜板固定在推力头底部后出现不平；（3）安装时或安装出现的镜板残余变形；（4）安装在镜板与推力头之间的垫板损坏。

3、推力瓦载荷分布不均匀。

原因：

（1） 因调整方法或监测方法不完善而导致初始调整不好，或镜板面存在着较大的不平度；（2）因制造不合质量要求而引起的支持螺栓头部挤压数值的差异。（3）支持盘与支持螺栓头部接触的地方凹坑数值的差异；（4）个别支持螺栓螺纹挤压；（5）在支持盘上或双排推力轴承的平衡杆上出现裂纹，使其强度急剧降低；（6）部分与支持螺栓相配合的垫板损坏。

后果：将引起个别瓦的过载，恶化这些推力瓦的工作条件，特别是在机组启动和停机时。推力瓦载荷分布不均匀时，首先在过载推力瓦的工作面上出现磨损，然后在其他瓦的工作面上也出现磨损。如果不及时采取措施，将会导致推力瓦工作面熔化而失去作用。

4、液压支柱式推力轴承弹性油箱失去密封。

原因：（1）推力轴承的脉动值增高。脉动值增高（因镜板镜面的不平度、镜板镜面与发电机轴线不垂直或因作用于水轮机转轮的水流压力波动所至）可以逐渐地使逆止阀中的锁锭球压紧程度减弱，从而使油从弹性油箱渗漏出来。脉动值增高也可能使弹性油箱壁出现裂纹。（2）推力轴承的制造缺陷。制造缺陷易使弹性油箱出现裂纹，失去密封性，使支持系统下沉，也使整个发电机转子下降。

后果：（1）推力轴承由能自动调节瓦间负荷的液压式推力轴承变为刚性支柱式推力轴承，推力瓦上载荷的不均匀度增大，使过载瓦的工作条件急剧恶化。（2）若发电机转子下沉6-9mm，会引起主轴端部橡胶密封的损坏及水润滑的水导轴承的损坏，导致大量的水泄漏到水轮机顶盖。（3）在混流式水轮机中，当发电机转子下沉6-9mm时，可能会使迷宫式密封损坏。

5、推力头松动。

推力头须具有足够的强度、刚度以及一定的冲击韧性，与轴颈配合的不允许有任何的松动产生。但检修和运行所带来的磨损破坏，往往使配合间隙逐渐增大而产生松动。推力头松动后将严重威胁机组运行的稳定性。

6、推力轴承托瓦与瓦架凸台相碰。

若轴承托瓦与瓦架凸相碰，推力瓦便会失去灵活性，推力瓦与镜板之间也不易形成动压油膜，使推力瓦易遭受磨损，从而导致瓦温急剧上升，甚至烧瓦。

7、 推力瓦变形。

若推力瓦发生机械变形或热变形，会使瓦中央向上凸起，油膜厚度减薄，瓦温升高，甚至瓦中央严重擦伤或熔化。

8、 推力瓦偏心率偏大或偏小。推力瓦偏心率大小直接影响到油膜的形成及油膜的厚度，若偏心率不合适，也会造成瓦温高或烧瓦事故。

9、 推力瓦托盘断裂。若机组长时间在振动区域运行，加上推力头与镜板之间的组合螺栓未紧固，或组合螺栓虽巳紧固，但螺帽与销钉没有锁紧固定，则有可能发生推力瓦托盘断裂事故。

10、 推力轴承热态启动。机组正常停机后一段时间内，润滑油温度较高且黏度低，推力瓦温度且有热变形，此时难以形成轴承正常运转所需的油膜厚度，因此一般不允许机组在热态下再次启动。

三、 导轴承的主要故障及处理。

一些中小型水电站，由于机组制造、安装和运行管理方面的原因，导轴承容易出现甩油、温升过高、轴瓦温度不稳定及烧瓦等问题。

引起导轴承温升过高、瓦温不稳定或烧瓦的原因主要有以下几点。

1、 发电机导轴承的轴颈与轴瓦间隙增大。

间隙增大可能使轴颈与轴瓦间的油膜在短时间内遭受破坏或产生干摩擦，导致轴承温度急剧上升。如不及时采取措施，轴瓦表面合金就可能熔化，或机组因导轴承过热保护动作而发生事故性性停机。

机组机械、电气不平衡会加大机组支座振动。因此，一旦发现机组支座有明显振动时，应及时检查引起机组支座振动的原因，并加以消除，从而防止轴颈与轴瓦间隙的增大。另外，要定期检查、调整轴瓦间隙。

2、 轴承结构缺陷、油循环不良。

3、 通过轴颈与轴瓦间的润滑油过多或过少。

通过轴颈与轴瓦间的润滑油流量过大或过少，也有可能造成轴瓦温升过高。润滑油流量太小，不能及时带走轴颈与轴瓦间的摩擦热量；而润滑油流量过大，虽加快了油的循环速度，但热油未得到充分冷却就进入了回油管并流入轴颈与轴瓦间。

4、 发电机定、转子间隙不均匀。

机组因安装缺陷、字转子磁极松动等原因，使发电机定、转子间隙不均匀，也会导致发电机导轴承瓦温升高。原因是发电机定、转子间隙不均匀就会产生不对称磁拉力。不对称磁拉力一方面会加剧机组振动，另一方面会使导轴承部分轴瓦过载，引起瓦温急剧上升。

5、 轴承电流。

水轮发电机组在运行过程中，有时在导轴承的轴颈与轴瓦间、推力轴承的镜板和推力瓦间会有电流通过，该电流即为轴承电流（简称轴电流）。当轴电流通过摩擦部分时，易产生电弧火花，使瓦温上升，引起摩擦表面烧损，造成事故。

轴电流产生的原因：

（1） 单极发电机效应（简称“单极效应”）引起的轴电流。若水轮发电机的主轴或装在主轴上的导轴颈、推力头等被磁化，当磁力线被切割时，将形成电流回路。

（2） 轴电压引起的轴承电流。与水轮发电机主轴相交链的交变磁通，会引起沿发电机主轴的电热（轴电压）。该轴电压形成的电流，也可以经推力轴承、机架、定子机座和导轴承构成闭合回路。轴电压产生的原因有三个：一是定子铁芯合缝修引起的、与主轴交链的交变磁通；二是多极发电机定子引线定子绕组短路或接地产生磁路不对称，引起轴电压；三是静电效应引起轴电压。

防止产生轴电流的措施有：

（1） 设计、安装和检修机组时尽可能避免产生轴向磁通及磁通不对称；

（2） 推力轴承座与油槽之间、导轴瓦背面、托板均应设置绝缘，这些剖件上的螺钉或销钉也应是绝缘的；

（3） 对伞式机组，上导轴承必须对地绝缘；对悬式机组，上导轴承和推力轴承都必须对地绝缘

（4） 轴瓦的埋入式测温计必须对地绝缘。

造成导轴承过热、温升过高甚至烧瓦的原因还有：润滑油标号不符、润滑油变质、刮瓦质量差、冷却器部分受堵和冷却器容量不够等。

第四节 水力机组振动

机械设备在运行过程中都会出现振动，水力机组也经常由于机械、水力和电气等方面的原因产生振动。振动将影响水力机组的正常运行，并降低机组的使用寿命，甚至危及人员的安全；当引起厂房、压力管道的共振和机组功率波动时，机组则无法正常运行。

水力机组的振动与一般动力机械的振动有的不同，除需考虑转动部分的旋转和固定部分的振动外，还要考虑电磁力，以及作用于水电站引水系统、水轮机过流部件的流体压力对机组振动的影响。引起机组振动的水力、机械、电气三方面因素是相互影响的。例如，当水力因素引起机组转动部分振动时，会导发电机转子和定子之间的空气间隙不均匀，由此产生不对称磁拉力，而不对称磁拉力又会加剧或阻尼机组转动部分的振动，转动部分的运行状况发生变化后，又要对水轮机制内部流态产生影响。因此，水力机组的振动是水力、机械、电气的耦合振动。

一、 机组振动分类：

根据引起水力机组振动的原因，可将机组振动分为以下三类：

1、 机械振动。由机组转动部分静不平衡、轴线曲折、机组转动部件与固定部件发生摩擦或相碰、轴承间隙过大或紧固螺栓产生松动等机械方面的原因引起。

2、 水力振动。

（1）水流流经水轮机的蜗壳、导叶时，由于设计、制造方面的缺陷或因工况（来流条件）的变化，水流变得不均匀，并在转轮上产生不对称的作用力矩，从而引起转轮振动。如由导叶数和转轮叶片数不匹配、导叶和转轮叶片开口不均匀、导叶和转轮之间距离过小、转轮止漏环间隙不均匀或梳齿结构型式不合适、尾水管偏心涡带、导叶或转轮叶片尾部出现卡门涡列等水力方面的原因所引起。

（2）转轮叶片脱流引起的振动。机组在低水头或高水头运行时，由于偏离高效率区运行，转轮叶片进口或出口边附近常出现脱流，脱流将产生无规律的脉动压力和噪声，在某些工况下，脱流也可能引起周期性的交变力而形成有规律的振动和噪声。

（3）涡列引起的水轮机叶片和导叶振动。

3、 电气振动。由发电机转子不圆、励磁绕组匝间短路、定转子磁场轴心不重合、定子铁芯装压不紧、分瓣机座合缝处铁芯间隙大、定子和转子间间隙不均匀、转子旋转时产生不平衡磁拉力等电气方面的原因所引起。

二、机组振动的现象和危害。

1、机组振动的现象。对水轮发电机组而言，在匀速旋转之外的任何周期性运动都是附加的振动。从方向上区分，机组的振动可有三种：

（1）轴向振动，也称为纵向振动。立式机组表现为上下跳动；卧式机组表现为前后串动。

（2）径向振动，也称为横向振动。表现为在垂直于轴线的方向上摇摆。

（3）绕轴线的扭转振动，表现为旋转不均匀、机组角速度周期性地加大和减小。

2、振动的影响及危害。

上述三个方向的振动可能同时发生，也可能以某一种为主，但都是额外的周期性运动。对水轮发电机组而言，除了要消耗一部分功率使机组效率降低以外，还会带来一系列不利的影响，甚至会危及正常运行和机组的安全。

（1） 机组的转动部分和轴承受周期性交变力的作用，造成螺栓松动、焊缝开裂，甚至使主轴因材料疲劳而损坏。

（2） 机组固定部分的轴承、机架、地脚螺栓、连接螺栓等会因振动而变形、松动。

（3） 机组输出的频率和波形会因振动而变化，降低供电的质量。

（4） 严重的振动还会破坏机组运行的稳定性，致使机组无法运行。

（二）、引起机组振动的原因

造成水轮发电机组振动的原因是多方面的，非常复杂的。同一台机组可能有多种原因共同影响；而相同的原因在不同机组上的表现又可能不同。要分析机组振动的主要原因，必须将各种因素归类，掌握各类原因的基本特征和主要表现。一般情况下可从以下三方面去分析：

1、 水力原因

水轮机是机组转动的动力来源，它工作不稳定必然影响整个机组。水轮机及通过的水流方面，常见的主要问题有：

（1） 转轮四周水力不平衡。混流式转轮上、下止漏环间隙不均匀；轴流式转轮与转轮室之间的间隙不均匀，必然使转轮受横向力作用而摆动。

混凝土蜗壳的包角太小，断面设计不合理；活动导叶开度不均匀，都会使转轮四周的进水不均匀。有的电站在试运行期间还发生过导叶被异物堵塞，因而引起机组剧烈振动的现象。

（2） 反击型水轮发生空腔气蚀。机组空载或低负荷运行时容易发生空腔气蚀，转轮室及尾水管发出明显的金属敲击声，尾水管真空度很大而且不稳定，机组的振动幅度大，但频率较低。水轮机如果超出它的限制出力运行，可能引起更严重的空腔气蚀。

（3） 导叶或轮叶产生不稳定的涡流。在一定条件下，导叶或轮叶的后面会产生一系列不稳定的涡流，称为“卡门涡列”。它们使导叶或轮叶受力不稳定而形成振动，当这种振动引起机组共振时，就会表现出强烈的振动现象。这通常因机组而异，而且只在某个出力的附近发生。

（4） 高水头长输水管道的机组，在负荷变化时可能因水锤现象而造成振动。此时压力管道内压力上下波动，水轮机工作水头不稳定，机组因而在一段时间内振动。

2、 电气原因。

发电机、电网和电能用户是机组的负载，它们消耗功率的不稳定也必然影响机组，常见问题有：

（1） 发电机气隙不均匀，发电机定、转子之间的空气间隙不对称以及定子绕组不对称。

（2） 励磁系统工作不稳定。此时机组输出的电压、电流有周期性变化。

（3） 转子线圈短路时引起的作用力。

（4） 三相负荷不平衡，发电机在不对称工况下运行时产生的作用力。（不平衡力不仅引起机组转动部分的振动，而且还会激起发电机定子、上机架等固定部分的振动。）

（5） 定子铁芯松动。

（6） 电力系统发生波动。这往往是短时间的，但可能比较剧烈。

3、 机械原因

机组制造或安装不良引起机组振动，而这正是人们在机组起动试运行阶段最关心的问题。一旦发现机械振动，就须查明具体问题并尽力消除。常见的主要问题有：

（1） 转动部分静不平衡。机组的转动部分包括转轮、主轴和发电机转子，如果组合成整体但重心不在旋转轴线上，这就是静不平衡。机组运行时，转动部分将受离心力作用，轴线可能弯成弧形而造成“弓状回旋”。

（2） 转动部分动不平衡。动不平衡是由质量分布不当造成的。以发电机的转子为例，假设转子的重心是在轴线上，满足了静平衡的要求，但它的质量分布不对称，分开来看，左侧的重心偏高、右侧的重心偏低，当它旋转时，左、右侧都受离心力作用，但大小相等，方向相反，作用于两条线上，构成了一个离心力偶。转动部分在旋转的同时必然左右摇摆，也即是产生“振摆”现象。弓关回旋和振摆在原因上不相同，但所引起的振动现象很难区分，而且都随转速的升高而加强。

（3） 机组轴线缺陷。机组的轴线成折线；立式机组的轴线不垂直；卧式机组的轴线不水平，这些都会引起振动。

（4） 轴承缺陷。推力轴瓦受力不均匀；导轴瓦间隙不均匀；轴瓦及螺栓松动；轴承润滑和冷却不良等也都会造成振动。

（5） 调速器调试不良。调速器如果不稳定，会使导叶开度来回变化，机组也就不可能平衡地运行。

（三）、关于振动原因的分析方法

如前所述，引起机组振动的原因各式各样，振动的现象也千差万别，但其中总有基本的规律。为了找出一台机组发生振动的主要并加以消除，通常可以由以下几方面着手进行分析：

1、 测量和分析振动的频率

振动的频率应该用测振仪测量，但须在不同部位和不同方向上测量，以求全面掌握机组的振动情况。经验丰富的人凭感觉可以有一定程度的区分，但不可能十分准确。

一般说来，不同原因引起的振动在频率上是有区别的，如：

（1） 水力振动的频率一般较低，常为机组转动频率的1/6—1/2，或者更低。

（2） 电气振动的频率常等于机组的转动频率。

（3） 机械振动的频率可能就是机组的转动频率。但由某些部件引起的振动，其频率往往是转动频率的若干倍。

2、 掌握振幅与机组运行参数的关系

机组振动的幅度，尤其是振动严重部位的振幅，往往随某些运行参数变化。如：

（1） 水力振动往往与出力相关，在机组低负荷运行时严重：或在某个出力附近严重；或者振动随出力增加而加大。

（2） 电气振动常随发电机电流情况变化，电流加大振动加剧，而不励磁时振动就明显减小。

（3） 机械振动可能随转速变化，也可能随出力变化、转速及出力加大时振动严重。

3、 要在试验中查找和消除主要的振动原因。

由以上内容不难看出，查找振动原因的工作应该结合试验进行。要不断改变机组的运行状态或工作参数，有意地排除某些原因，突出另一些原因。这样反复试验和比较，直到找出引起该机组振动的主要原因，从而采取相应措施去减轻机组振动。

三、 振动测量

（一）、测振部位和测振点

1、立式机组测振点：

（1）承重机架的垂直和水平振动，包括机组上、下机架和推力轴承支架的振动；

（2）上、下导轴承的水平振动；

（3）水导轴承的水平、垂直振动；

（4）顶盖或支持盖的垂直振动；

（5）发电机定子外壳的水平、垂直振动。

2、卧式机组的测振点

（1）径向推力轴承的轴向和径向振动；

（2）径向轴承的径向振动；

（3）定子外壳的径向振动；

（4）蜗壳的轴向和径向振动。

（二）由振动试验判别振动原因

1、转速试验

启动机组，在转速n=25%--100%内取5—7个转速，测量机组各部位（如上机架、上导轴承、下导轴承、法兰、水导轴承和顶盖等）的振幅（或摆度）和频率，再绘制各部位的机组转速n与振动（或摆度）双振幅的关系曲线图，根据巳绘制的关系曲线可进行振动判别：

（1） 若机组在60%--100%转速范围运行时，振幅一直很大，振幅对转速的变化不灵敏，且振动频率与机组转动频率接近或一致时，则机组振动的可能由以下原因引起 ：轴线曲折、导轴承与主轴不同心、主轴转动部分与固定部件有碰撞或摩擦等。

处理措施：重新盘车，调轴承中心。

（2） 若振幅随机组转速增高而加大，大小约与转速平方成正比，且振动频率与转速频率接近一致时，则引起机组振动的原因可能是转动部件动（静）不平衡。

处理措施：作动（静）平衡试验，加配重块。

2、励磁试验

在额定转速下机组加励磁，改变励磁电流的大小，同时测量各部位振幅，并绘制振幅与励磁电流的关系曲线。

若振幅随励磁电流增大而增大，则磁拉力不平衡是引起机组振动的主要原因，需作进一步检查：发电机空气间隙是否均匀，磁极线圈有无匝间短路，磁极背部与磁轭间是否出现了第二气隙等等，并作相应处理。

3、带负荷、调相试验。

测量机组在各种负荷情况下的振幅、导叶接力器的行程，并绘制负荷与振幅的关系曲线。

若振幅随负荷或接力器开度增减而增减，且水轮机导轴承处的振幅变化比发电机上导轴承处振幅变化敏感，而在调相运行时振幅又大幅度降低，则水力不平衡是引起机组振动的主要原因。应检查水轮机过流部件内是否被杂物堵塞，导叶、叶片进水边开口是否一致，转轮迷宫间隙是否均匀等，并作相应处理。

4、 补气试验。

尾水管偏心涡带引起的低频压力脉动与机组运行工况有关。一般当导叶开度32%

若机组相同工况补气前后，各部位摆度或振幅有明显差别，则说明机组振动主要是由尾水管偏心涡带产生的低频压力脉动所引起的。

（三）、以振动部位判别振动原因

1、机组上机架振动突然加大可能是推力轴承、上导轴承的缺陷、故障，或机组轴线不垂直和机组中心发生变化等原因引起的。

2、导叶、转轮开口不均匀引起的水力不平衡可能导致水导轴承的振动加大。

3、压力钢管、尾水管振动和蜗壳水压波动可能是转轮叶片边产生涡列、尾水管涡带等原因引起的。

因机组振动是多方面因素引起的，也是多种振动组成而成的，因此在对机组作振动原因分析时，应先将可能引起机组振动的原因全部列出，再逐个排除，直至找到原因。

例某地方电站2号机自并网发电后，机组发生剧烈振动并伴有较大噪声，蜗壳和前导轴承的振动尤为为明显，蜗壳中还伴有撞击声。

引起2号机组振动的原因可能是：

（1） 安装缺陷

（2） 机组基础松动

（3） 机组转动部分机械不平衡

（4） 水力因素

振动原因分析过程：

（1） 经检查、测量，认为安装全符要求。

（2） 设计、施工资料证明，机组基础重量足够，联结紧密。

（3） 打开蜗壳、卸下转轮，发现转轮下环边缘与蜗壳有严重磨损，怀疑是转轮偏心导致在高速运转时产生了碰撞振动。将1号、2号机组的转轮调换后发现1号机组运转正常，而2号机仍有较大振动。

（4） 后改变负荷，当负荷降到64%额定负荷时，机组振动明显减弱，说明机组振动与运行工况有关。机组振动可能是尾水管涡带引起的，电站先采取了抬高尾水位的方法，当尾水抬高到70cm后，机组振动和噪声立即消失。但该方法造成了水头损失和尾水渠过水断面减小，后采用了在尾水管 弯头进口加焊胁板和拆除尾水渠拦水闸门等措施，也达到了消除机组振动的目的

第五节   水轮发电机故障分析

一、 发电机定子故障

发电机的故障主要集中在定子上，而多数是由于绝缘和匝间绝缘引起的。发电机定子故障主要是由于定子线圈结头结构不良、定子铁芯松动、端部和梢部固定结构不合理、通风不好、机械磨损、内部游离放电和铜线断股等原因所造成。

二、发电机转子故障主要有转子接地与匝间短路、转子滑环和刷握绝缘击穿、电刷冒火花及转子滑环燃烧、转子在过速试验或飞逸工况下产生永久性有害变形或转子整体结构遭到严重破坏等。