机组振动摆度案列
水轮发电机组振动摆度测量的设计与实现
水轮发电机组振动摆度测量的设计与实现一、前言水轮发电机组由于其工作状态和受力状况造成其较为容易发生振动，为了避免振动造成的损害，我们需要对振动摆度进行测量，这样可以有助于进行故障分析系统的建设。
二、试验测点布置测点布置是试验的关键。
合理的测点布置，会使试验结果全面正确的反映出机组的真实运行情况。
否则会导致试验结果失真，数据有效性差，难以作出全面的分析及判断。
1.水力机械振动、（主轴）摆度测点布置度测量仪器为评价机组的振动水平一般测量振动位移值，考虑到传感器的低频特性，一般采用速度型振动传感器。
对于以暂态过程的振动测量分析为重点时，还必须考虑传感器的暂态响应特性是否能满足测量要求，考虑使用加速度传感器。
振动应在机组的关键部件和部位上测量，如：各导轴承和推力轴承的轴承座、支架及水力机械顶盖等位置，以达到对机组在不同运行工况下受机械、水力、电磁等不同因数所导致的振动进行分析的目的。
如果需要测量绝对轴振时，传感器应安放在固定于基础的支架上。
为分析机组运行过程导致机架振动的主导因素、测试机组在暂态过程工况或某些运行工况下出现抬机或轴向串动现象还应在适当位置安装测量主轴轴向位移的电蜗流传感器。
2.水压脉动测量部位水压脉动一般在下述部位测量：①钢管末端蜗壳进口断面处；②水轮机转轮与活动导叶之间，转轮进口处；③上迷宫；④尾水锥管段；⑤如有条件。
尾水管肘管进口处、中部及出口断面处。
对于混流式水轮机而言，以上测点布置可以满足大部分情况下的常规运行稳定性分析的要求。
对某些特殊情况可能还需要监测。
如：功率、导叶扭矩、轴承支架应力变化等。
三、数据的测量和分析1.确保机组振动测量的正确性机组振动测量是机组振动分析研究的基础，机组振动测量的关键是如何保证振动测量的正确性。
（一）合理选择和正确使用测量系统振动测量系统主要由传感器、信号放大器、记录分析仪3部分组成。
（1）合理选择测量系统的可测频率范围。
系统的频率响应范围主要由传感器的频率响应范围决定。
水电站机组振动和摆度原因分析及处理方法
水电站机组振动和摆度原因分析及处理方法高㊀阳(白山发电厂㊀吉林㊀桦甸㊀１３２０００)摘㊀要:目前,我国的水电站站发展迅速,水轮发电机组产生的振动和其它动力机械产生的振动存在明显差异,但机组振动是一种较为常见和明显的现象,但它的振源通常十分隐蔽,除机器自身发生转动引起的振动,当水轮机过流受到发电机电磁力持续作用后,也会对系统与它的部件造成影响,进而产生振动.导致机组产生振动的原因有很多,一般多种振源共同存在,通常情况下,导致机组发生振动的源头以电气㊁水力与机械为主,而且这三者还相互作用与影响,彼此交织,最终产生耦合振动.关键词:水电站机组振动;摆度原因分析;处理方法ʌ中图分类号ɔT M ３１２㊀㊀㊀㊀㊀ʌ文献标识码ɔB ㊀㊀㊀㊀㊀ʌ文章编号ɔ１６７４－３７３３(２０２０)０５－０１３６－０１㊀㊀引言:全方位确保水电站的运行安全,必须根据建筑结构设计特点和相关设备系统等多重角度细化水电站安全运行管理标准,制定安全技术规范.(１)管理人员应注重构建完善的水电站安全运行管理体系,指明安全操作与执行规范,严格做好主体建筑结构和大型机电设备的质检工作,不断优化设备技术性能,大力加强水电站建设期间的质量管控.需要注意的是,当水电站初步建成后,其主体建筑结构和主要设备安装已基本成形,此时,就要严格做好质检工作,适当调整局部角度和位置,如果无法改变某些部位,就需要调整设备组装角度,做好机电安装调试工作.(２)要做好水电站设备试运调试工作,对所有设备进行全面质检,修复各种缺陷,排除一切隐患.(３)工作人员应坚持定期诊测水电站所有设备的各部状态,全面做好设备检修工作,确保大坝㊁水工建筑物㊁水电站厂房和周边构筑物的安全性能,定期查看机电设备与其保护控制系统㊁预警系统㊁辅助设备之系统和安全监测系统能互相合作,处于良好的运行状态.１㊀机组振动的危害与产生振动的原因水轮发电机组的振动是一种有害现象,影响到机组的使用寿命.振动过大会造成设备焊缝开裂㊁螺栓松动㊁零件疲劳断裂㊁飞出等,这对于高速旋转的机组来说是相当危险的,严重地威胁着电站的运行安全.水轮发电机组振动的原因,根据外力来源的不同可分为３种:水力振动㊁机械振动㊁电磁振动.其中水力振动的原因有水力不平衡,水轮机在非设计工况下运行,尾水管中水流不稳等;机械振动的原因有转子重量不平衡,机组的轴线不正,轴承存在缺陷等;电磁振动的原因有转子绕组短路,空气间隙不均匀等.了解这些振动产生的原因,就为正确解决问题提供了保证.２㊀优化措施分析２．１㊀健全水电站安全管理制度健全水电站安全管理制度则必须针对水电站运行安全管理工作需要制定人力资源管理制度㊁安全用电技术管理制度和安全监督管理制度,明确工作纪律,禁止违规操作.(１)要注重健全各种电气设备故障维修制度,对所有电气设备进行全方位监控,如果发现设备存在异常,必须立刻进行质检与维修.(２)要健全水电站安全监控制度,以此确保水电站安全运行监控质量.工作人员应注意在安置监控系统的过程中着重优化该系统的全方位监测功能,促进该系统和远程技术的有效结合,从而确保水电站监控系统能够全方位掌控本站重要设备以及设备的重要部位的运行状况,对水力发电作业的关键环节实施全过程自动监控与记录,发现隐患后,能够自动报警,要充分发挥控制功能以免安全事故扩大.(３)水电站应注意促进远程安全监控系统和无线移动通信技术终端的有机融合,这样能够确保管理人员及时收到移动报警信息.２．２㊀水力失衡水流在具备位能与动能之后,将在蜗壳作用下产生环流,之后转轮由于受到导叶持续作用(包括固定导叶与活动导叶,但无论哪一种导叶,其分布均保持均匀)而开始旋转.因加工与安装无法避免误差的产生,导致导水叶的流道及叶片,在形状和尺寸等方面存在很大的差别,直接或间接作用在转轮上的水流,如果失去轴对称,将产生不平衡的横向作用力,导致转轮发生振动,这一振动在空载状态和低负荷运行状态更为强烈.针对由这一原因造成的振动,可采用以下措施来预防和处理:从加工和安装两个环节入手,尽可能减小误差,避免流道与叶片在形状和尺寸上产生较大的差别.除以上原因外,磁拉力不平衡和轴线不直也会造成振动,电机中,定子和转子间存在的不均匀气隙将使两者间产生不均衡磁拉力,即便定㊁转子表面十分规则,机组当中因轴系产生变形将导致电机转子偏心,进而导致磁拉力不平衡.导致单边磁拉力的原因为转子相对于定子发生偏心,这一般和加工与安装过程中产生的误差㊁轴承磨损及转子挠度等有关.对此,应保证加工与安全精度,减小轴承的磨损与转子挠度.２．３㊀机组转轮室振动原因分析通过采用真机测试包括稳定性试验㊁应力试验㊁变形测试等,并结合有限元建模仿真手段,对转轮室振动异常原因进行分析,可得出以下结论:１)转轮室X /Y 向振动激振频率为４倍转频(占绝对优势),几乎无其它频率成分,且振动数值㊁压力脉冲随负荷升高而增大,４倍频的激振力应来自于４叶片的转轮在水中旋转而产生.２)机组动应力主要是由于转轮与转轮室之间的间隙引起的压力脉动产生,随着负荷增大,压力脉动逐渐增大,动应力也随之增大,但其与转轮室组成材料的屈服强度相差很大,转轮室刚强度的裕度较大.３)转轮室在机组叶片临界频率(４倍转频)下的工作变形为四瓣型膨胀变形,仿真与实测结论基本一致.４)转轮室变形试验可知,鉴于球面段与扩散段振动位移幅度相当,可基本排除转轮室的振动形式为以连接螺栓为支点的整体振动.由此,可推断机组转轮室振动异常的原因为:整体刚强度不足,在机组运行不可避免的压力脉冲外载荷下,产生周期性的变形,从而引起周期性的大幅度振动.可通过对转轮室加强的方式来降低其振动幅值.结语:综上所述,如果水轮发电机组产生超出允许范围的振动,将对机组带来很大的危害,如在机组零部件及焊缝之间产生疲劳破坏区等,使机组产生振动的原因有很多,在实际工作中,为预防振动,需针对不同产生原因,根据振动产生机理,采取有效的预防技术措施,比如针对由水力不稳引起的振动,应通过对水力的优化设计来预防和处理.此外,磁拉力不平衡和轴线不直也会造成振动,对此,应采取有效措施来预防和处理.参考文献[１]㊀梁召．水轮发电机组受油器振动异常分析与处理[J ]．广西水利水电,２０１７(６):６６－６９．[２]㊀刘世泽,岳文亭,肖先照．水轮发电机定子铁心端部冲片逸出原因分析及预防措施[J ]．大电机技术,２０１７(６):４４－４６．６３１ 电力与技术写真地理２０２０年２月㊀第５期。
旋转设备振动案例分析
旋转设备振动案例分析一、水流作用引起的振动1、异常情况简介：7号机1号、2号循环泵并列运行时，2号循环泵电机上机架振动变化不大，1号循环泵电机上机架水平振动最高达到0.17mm；站在电机上机架的平台上有很强的晃动感，1号循环泵电机电流为185A, 2号循环泵电流为225A；两台泵的出口压力均为0.22MPa。
1号循环泵单独运行时的参数：电流225～227A，出口压力0.155MPa（2号泵单独运行出口压力也为0.155MPa），电机上机架水平振动最大0.04mm。
2、振动分析：当1号循环泵单独运行时，电机电流，电机上机架振动，泵出口压力均处于正常状态。
当与2号泵并列运行时，此时1号泵性能不如2号泵性能好，2号泵的出口水压对1号泵产生影响，即水力冲击或1号泵入口产生涡流现象，1号泵的流量大幅度降低，出现1号泵在并列运行时电机上机架水平振动大和电机电流低的现象。
分析原因为1号循环泵的泵体密封环与叶轮密封环由于磨损间隙过大，泵的轴套与导向橡胶轴承间隙由于磨损超标。
3、结论：3个月后利用机组小修的机会对7号机1号循环泵解体检查，橡胶轴承磨损严重与轴套的总间隙达2.5毫米，叶轮密封环间隙达7毫米。
导叶室内积聚有许多细砂。
二、由于处理缺陷工艺程序不正确引起的振动1、详细经过2012年8月30日9时20分，1号机汽泵转速5140r/min，机组负荷280MW，点检员现场点检发现汽泵振动增大，振动产生的声音也很大，用听针进行听诊，驱动端声音比非驱动端声音偏大，由于振动太大，没有听到有摩擦的声音，用点检仪测定振动主要以工频振动为主。
点检员申请降低汽泵转速运行观察，晚上低负荷时停汽泵检查，当转速降低时，振动的振幅值也在下降。
8月31日4时50分停泵检查，解体联轴器罩发现联轴器膜片出现多处对称裂纹，此时由于电泵偶合器润滑油滤网堵塞，润滑油压不断降低，偶合器轴瓦温度在不断上升，切换滤网操作有断油危险，为了防止发生引起停机事故，因此没有进一步检查，更换联轴器膜片后恢复运行。
火力发电厂旋转机械振动实例
二 XX 厂#42 凝结泵振动处理 1 振动概况
#42 凝泵电机小修前振动正常，小修时更换了泵与电机的连接短轴，并对电 机进行了检查。小修后电机振动超标，动平衡加重后振动在 100um 左右，偏大。 2 振动分析及处理
#42 凝泵投入运行后，电机振动数值较动平衡后有所增加，且随着运行时间 的增加，振动有不断上涨的趋势。被迫切换到 41 凝泵运行。在 41 凝泵运行的情 况下，对 42 凝泵电机振动进行了测量。测量结果表明，电机上轴承南北方向振 动很不稳定，在 90~180μm 之间波动；东西方向相对稳定，基本保持在 150~160 μm。对其进行频谱分析，发现南北方向工频成分只有 70μm 左右，但却存在着 大量的低频成分，这也是该方向振动不稳定的主要原因；而东西方向以工频成分 为主，低频成分很少。
通过分析以上 2 瓦轴振异常的特点，发现 2 瓦轴振在 5100rpm 附近的变化 类似于通过临界转速的情况，而从现场了解到的情况是该转子 1 阶临界转速在 2600rpm 左右，不是临界；而振动的变化又表现为两倍频的变化，属于 2 倍频共 振，可能的原因为 2 瓦轴振探头的自振频率与轴振 2 倍频率靠得太近造成的探头 共振。这种情况下转子的真实振动并不大（相邻 1 瓦轴振很稳定）。
启动，小机轴振异常，最大达到 90um 以上。 2 振动分析及处理
现场数据表明，转速在 4600rpm 以下时小机振动正常；超过 4600rpm 后， 振动开始增加且波动很大，极不稳定，轴振超过报警值 56um，最大达到 90um 以上。通过分析，发现引起轴振不稳定波动的原因主要是存在一个频率为 55Hz 左右的分量（与转子临界 3100rpm 比较接近），而工频分量一直很小而且稳定。
关于2016年04月22日机组振摆试验报告
关于2016年04月22日机组振摆的试验报告马寰公司总工办:2016年04月22日13时30分，因下雨河道流量稍微增加，双机平带42MW运行，14：00左右电厂领导到厂内巡视设备偶然发现1F机组运行有振动异常现象，在厂大门口可听见卷帘有“咯吱”，进入厂内到1F机组上导油盆边缘站立明显感觉机组有“上窜”现象，机组好似人在“跳舞”一样；电厂组织运行和维护相关人员对机组进行带负荷调整测试试验，对振摆观察记录见附件（一）。
一、双机总负荷42MW保持不变，水位在1089.20—1088.90左右变化。
1.试验前1F机组、2F机组各带负荷21MW，此时1F机组上垂振有明显“窜动”现象，2F机组上垂振无“窜动”现象。
2.试验1F机组带22MW、23MW、24MW对应2F机组负荷相应减少为观察1F机组上垂振及2F机组上垂振变化如下：1）当1F机组负荷增加到22MW时，“窜动”现象明显下降，23MW、24MW时无“窜动”现象；2) 2F机组20MW、19MW、18MW上垂振数据相对变化不大、保持稳定，无“窜动”现象发生。
3.试验2F机组带22MW、23MW、24MW对应1F机组负荷相应减少为20MW、19MW、18MW观察2F机组上垂振及1F机组上垂振变化如下：1）当2F机组负荷增加到22MW上垂振增大偶尔有向上“窜动”的感觉，当机组负荷加加至23MW、24MW时，有明显向上“窜动”现象。
2）1F机组20MW、19MW、18MW上垂振数据相对变化不大、保持稳定，无“窜动”现象发生。
二、2016年4月09日—4月21日对2F机组上垂振观察统计见附件（二）。
三、2016年4月18日—4月21日对1F机组上垂振观察统计见附件（三）。
通过以上机组上垂振带负荷试验数据测试，目前电厂采取措施为：在双机运行时，尽量避开1F机组带21MW，2F机组带22MW、23MW、24MW，并交待在安排运行负荷和实际操作机组带负荷时尽量避开机组“窜动”区运行，为减轻水力激增窜动对机组定子线棒端部的磨损伤害，特别交待每次加减负荷后应严密观察机组各负荷段有无“窜动”现象发生；双机运行满负荷48MW时，1F、2F机组均不发生上垂振明显向上“窜动”现象。
地下电站水轮发电机组振动摆度监测装置技术协议
XXXX地下电站机组振动摆度监测装置订货技术协议XXXX电机厂有限责任公司(以下简称甲方)委托XXXX监控技术有限公司(以下简称乙方)就XXXX地下电站水轮发电机组所用的振动摆度监测装置由乙方进行设计、制造、供货、服务达成如下协议。
1 XXXX地下电站水轮发电机组主要技术参数1.1 机组容量：700MW1.2 额定转速： 75转/分钟1.3 机组台数： 2台1.4 机组型式：竖轴混流式1.5 机组电源： 220VAC1.6 装置使用条件：环境温度：0-45℃相对湿度：<90%装置应能承受水电厂的各种电磁干扰。
1.7 振动摆度监测装置配置：每台机组配1套，共2套。
2 测点布置单台机组测点布置如下表所示：3 供货清单（单台机组）4 技术要求4.1 摆度和键相传感器选用申克ф8mm一体化电涡流传感器，型号为IN-081，量程为2mm。
4.2 上机架、下机架、顶盖和定子机座振动传感器均选用北京豪瑞斯公司生产的MLS-9低频速度传感器，最低频响达0.3Hz。
4.3 定子铁芯振动传感器选用申克AS-030型加速度传感器。
4.4振动摆度显示计量单位均为μm。
4.5补气风速仪采用奥地利E+E公司生产的EE65型风速仪。
4.6振动摆度监测装置选用乙方生产的TN8000系统。
根据XXXX地下电站机组的测点配置情况，可确定TN8000振动摆度数据采集箱的测量模块配置：键相模块1块（1通道/块）、摆度模块1块（8通道/块），振动模块2块（8通道/块）、压力脉动模块1块（8通道/块）、模拟量模块1块（16通道/块）、继电器输出模块1块（8路/块）、系统板与存储板各1块。
T N8000数据采集箱配置一块通讯模块，可与监控系统通讯，采用485串口MODBUS 协议。
TN8000数据采集箱既可通过串口从监控系统取温度等信号，也可将各监测量的报警信号通过串口送至监控系统。
TN8000振动摆度压力脉动数据采集箱配置：4.7乙方成套提供电源、液晶显示器、机柜等设备，每台机组设备集中组屏。
电站机组振摆测量记录
水轮机顶盖摆动 发电机轴相对摆 水轮机轴相对摆 发电机推力轴 定子铁心振动 发电机轴绝对摆 发电机导轴承 定子铁心部位 度mm/m（测量位 度mm/m（测量位 承支架垂直振 （100H2双振 度mm/m（测量位 支架水平振动 机座水平振动 置：上下轴承处 置：导轴承处轴 动 幅值） 置：集电环） 轴颈及法兰） 颈）
Ne>250-375振 动允许值50μ m Ne>375-750振 动允许值40μ m Ne>250-375振 动允许值70μ m Ne>375-750振 动允许值50μ m Ne>250-375振 动允许值20μ m Ne>375-750振 动允许值20μ m Ne>250-375振 动允许值30μ m Ne>375-750振 动允许值30μ m 300≤n<500摆动允 许值0.02mm 500≤n<700摆动允 许值0.02mm 300≤n<500摆动允 许值0.04mm 500≤n<700摆动允 许值0.03mm 300≤n<500摆动允 许值0.03mm 500≤n<700摆动允 许值0.02mm Nhomakorabea水平
Ne>250-375振 动允许值50μ m Ne>375-750振 动允许值30μ m
垂直
Ne>250-375振 动允许值60μ m Ne>375-750振 动允许值30μ m
1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
备注： 1.绝对摆渡：指在测量部位测出的实际摆渡值。 2.相对摆渡：绝对摆渡（mm）与测量部位至镜板距离（mm）之比值。 3.在任何情况下，水轮机导轴承处的绝对摆渡不得超过以下值： 转速在250r/min以下的机组为0.35mm； 转速在250～600r/min以下的机组为0.25mm； 转速在600r/min以上的机组为0.20mm； 4.以上均指机组盘车摆度，并非运行摆度。
浅析龙滩水电站1号机组振动与摆度的改善措施
螺纹与锥形支座相连， 这段螺纹除了用来调节支柱
螺栓的高度外， 还承受着整个机组的推力负荷。 在
支柱螺栓中心加工有 Φ ７．５ ｍｍ 的通孔， 里面装有
长测量杆， 并在调节螺母处安装了带电感测头的长
度测量元件， 用于精确测量各支柱螺栓间的压缩量
变化， 通过测头的示值来调节各支柱螺栓受力（ 压
缩量） ， 使各瓦载荷达到均衡 ［３］ 。 根据检修前的测
量数据， １８ 块推力轴承受力在 ０．１３５ ～ ０．１９７ ｍｍ 之
间， 差值为 ０．０５２ ｍｍ， 超出了推力瓦受力最大值
与最小值之差不超过 ０．０３ ｍｍ 的规定， 因此， 有必
要对推力轴瓦受力进行精调， 降低推力瓦载荷偏差。
进行过 １０ 次 Ｃ 级检修。 虽然 １ 号机组主要运行参
原因为地下厂房上、 下游侧山体存在累积变形， 山
于振动是反映水轮发电机组健康状况及运行安全性
得上机架中心体产生一定的变形。
首次 Ａ 级检修前已累计运行 ４５ ４４０． ８７ ｈ， 期间共
分布逐渐呈椭圆形分布趋势的异常现象， 初步分析
数总体良好， 振动幅值也没有出现劣化倾向， 但由
司， 水轮机生产厂家为东方电机股份有限公司、 上
析显示 ２ 倍转频振动分量较高， 是由于定子建压后
出现 ２ 倍转频的不平衡电磁力而引起的 ［１］ 。
２．２ 上导轴承瓦间隙分布异常
２０１７ 年以来， 龙滩水电站 １ ～ ７ 号机组 Ｃ 级检
海希科水电设备有限公司。 龙滩水电站 １ 号机组在
修过程中陆续发现发电机上导轴承瓦间隙均由圆形
度进行调整。
３ 振动与摆度的改善措施
电厂转动设备振动讲解与案例分析
案例四：风机设备振动故障诊断与处理
总结词
风机设备振动故障通常与叶片质量不平衡、机械结构松动、气流冲击等因素有关，需要进行全面的诊断和处理。
详细描述
风机设备振动故障表现为轴承座松动、叶片振动、机体共振等。诊断过程中，需要利用振动监测、气动测试、机 械分析等技术手段，确定故障原因和位置。处理方法包括修复叶片、紧固机械结构、调整气流方向等，同时需要 加强设备的日常维护和保养，以提高设备的稳定性和可靠性。
和位置。
趋势分析法
将设备在不同时间段的振动数据进行对比 和分析，找出振动的变化趋势，预测故障
的发展趋势。
波形分析法
根据振动信号的波形变化，结合设备的运 行参数和工艺流程，判断出故障的原因和 部位。
故障诊断专家系统
利用计算机技术和人工智能技术，建立故 障诊断专家系统，通过知识库和推理机对 设备振动信号进行智能分析和诊断。
电厂转动设备振动讲解与案例分 析
目录
• 电厂转动设备振动概述 • 电厂转动设备振动检测与分析 • 电厂转动设备振动故障诊断与处电厂转动设备振动概述
定义与分类
定义
电厂转动设备振动是指设备在运行过 程中，由于各种原因引起的设备部件 的周期性运动或非周期性运动，导致 设备产生一定幅度的振动。
转子在制造、运输或安装过程中受到外力 作用导致转子弯曲，在旋转时产生振动。
轴承故障
联轴器不对中
轴承损坏、轴承间隙过大或过小、轴承润 滑不良等都会引起设备振动。
联轴器连接的两轴中心线不重合或不在同 一直线上，导致设备在运转时产生振动。
振动故障诊断方法
频谱分析法
通过对设备振动信号进行频谱分析，确定 振动的频率成分，从而判断出故障的类型
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发电机组轴向振动分析及处理案例
发电机组轴向振动分析及处理案例振动案例轴向振动分析案例国产75MW汽轮发电机组是60MW机组的改进，采用双转子和四轴承支撑结构，发电机前后瓦分别采用落地式轴承座，并采用无刷励磁。
该类型机组只生产了四台，其中两台机组出现了异常振动故障。
虽经厂家多次处理。
未能找到原因所在，严重影响了机组正常运行。
应电厂邀请，对两台机组进行了测试。
发现两台机组故障现象相同。
现将其中一台机组振动测量数据和分析过程总结出来，供同类机组故障治理参考。
1．机组振动情况表1给出了机组升速过程中的振动数据。
该机组升速过程中，过I 临界时振动不大，定速后机组三个方向上的振动速度有效值都很小(3’轴承轴向振动除外)，振动位移值达到优秀水平。
定速后转子加励磁，从0升到10500V后，发电机前后轴承振动加剧(表2、表3)。
振动故障主要表现在。
随转子电压升高，轴向振动明显增大。
频谱分析表明，振动的增大主要是由于100Hz分量的增大所引起的，工频振动分量基本没有改变。
机组加励磁电压到额定值后，进行带负荷试验。
此阶段内，机组振动基本不变。
2．振动原因分析(1)机组定速后工频分量很小，说明转子平衡良好。
(2)转子加励磁电压后，轴向振动增大主要是100Hz所引起的，其他方向上振动增大虽没有轴向明显，但频率也是100Hz。
厂家对机组中心、轴瓦间隙、紧力以及定转子磁力中心等进行了多次复查，未见好转。
说明振动不是由于这些原因所引起的。
(3)对机组台板和轴承座连接刚度进行了测量，发现相邻部件振动差异小于5μm，说明机组连接刚度很好，也不存在二次灌浆不好缺陷。
(4)定子外壳振动很小，手摸几乎没感觉，所以也排除了定子传递振动的可能性。
(5)对3、4号轴承座进行了激振，表4给出了固有频率测试数据。
3。
轴承座轴向固有频率约为102．5Hz，和100Hz很接近。
综合以上分析可以得出，发电机转子加励磁电压后，由于电磁力频率和轴承座固有频率相重合，微小电磁力作用到轴承座上后，都会激起大幅度振动。
水电站机组振动摆度监测仪装置使用及方案
混流机组振动摆度监测系统技术方案与报价一、系统总体结构立式混流机组“机组振动摆度监测系统”由系统框架、电源模块、系统模块、存储模块、各种监测模块和软件模块等组成。
每台机组配置1套振动摆度监测系统，用于监测机组的振动、摆度等信号。
二、测点布置和传感器选型2.1 测点布置根据水电站立式混流机组的结构特点，确定每台机组测点清单、传感器类型、型号、厂家如下表所示。
2.2传感器选型2．2.1摆度传感器摆度监测采用电涡流传感器。
ZH20000电涡流传感器。
根据测点配置情况，每台机组需要6支ZH2000传感器。
主要技术参数如下：（根据你的传感器参数，图片改为你方使用的传感器）◆测量原理：涡流◆频响范围：0～10KHz(-3dB)◆测量范围：2 mm◆平均工作位置：约2 mm◆灵敏度：-8mV/μm（-200mV/mil）◆误差：满足API670的要求◆工作温度：-10～+125℃◆储存温度：-30～+125℃◆温漂：≤0.1%/℃◆电缆长度：最大1000米◆供电电压：-18V～-30VDC，@5mA2.2.2振动传感器本系统推荐采用DPS低频速度传感器。
与其它振动传感器相比，（DPS）型低频振动速度传感器具有工作频率低、长期运行可靠、互换性好的特点。
该传感器已在国内大、中型水电机组上得到广泛应用。
根据机组测点布置情况，每台机组需要6支振动传感器。
（DOS）型低频振动速度传感器主要技术参数如下：◆灵敏度：8V/mm±5%◆工作频率范围： 0.5～200 Hz (-3dB)◆量程：±1000μm◆幅值线性度：＜5%工作温度：－30～+60℃三、监测仪表机组振动摆度监测保护仪表选用西安蓝田恒远水电设备有限公司开发生产的机组振动摆度监测保护系统。
前面板后面板机组振动摆度监测保护系统采用模块化结构，由框架、电源、系统模块和各类监测模块组成。
最多可达24路监测信号。
根据水电厂机组测点的情况，我们确定每台机组配置一台，需要配置摆度模块3块，振动模块4块。
电厂转动设备振动案例讲解与分析
零部件质量不合格
02
关键零部件存在质量问题，如不平衡、刚性不足等，导致设备
运行时振动。
装配误差
03
设备装配过程中存在误差，导致转动时各部件配合不良，引发
振动。
安装因素
基础设计及施工问题
设备基础设计不合理或施工不规范，导致设备运行时产生共振或 振动。
安装精度不足
设备安装过程中精度控制不严格，导致转动时各部件配合不良， 引发振动。
参数优化
根据设备运行状况，调整相关运行参数，如转速、负载等，以减小振动产生的可 能性。
05
振动案例分析总结
案例分析结果
设备故障
通过对电厂转动设备的振动监测，发现某台发电机组存在异常振 动，经过检查，发现轴承损坏导致振动异常。
原因分析
经过进一步分析，发现轴承损坏的主要原因是润滑不良和轴承安装 不当，导致轴承在运行过程中受到较大应力，最终损坏。
伴随噪音
高频率噪音，声音尖锐
振动对设备的影响
降低设备使用寿命
振动会导致设备部件疲劳损伤 ，缩短使用寿命。
影响设备性能
振动会改变设备的工作状态， 影响其性能参数。
增加维护成本
需要定期对设备进行检测和维 修，增加维护成本。
安全隐患
长期振动可能引发设备故障， 甚至造成安全事故。
03
振动原因分析
设计因素
设计参数不匹配
设备设计时各参数未充分考虑实际工况，导致运 行时出现振动。
材料选择不当
材料性能不满足要求，导致设备在运行过程中出 现变形或疲劳。
动静平衡设计不足
转动设备未进行有效的动静平衡设计，导致转动 时产生振动。
制造因素
制造工艺问题
01
机组振动摆度案列
小关子水电站机组安装试运行中的主要问题及处理摘要：小关子水电站水轮发电机组及其附属设备在安装试运行中曾先后出现机组过速、磁力不平衡、顶盖漏水量大、上导轴领倾斜和机组转动部分不平衡引起的振动摆度大等问题，直接影响到机组的运行稳定性。
经过分析这些现象产生的原因，并采取了改进结构、加配重等有效的处理方法，保证了小关子水电站机组的安全稳定运行。
小关子水电站水轮机、发电机型号分别是HLD242-LJ-205和SF40.16／4250，额定水头136.5 m ，额定转速375 r／min。
电站按“无人值班，少人值守”的原则设计。
安装试运行中出现的主要问题和处理方法分述如下。
1 1号机组1.1 机组过速机组起动时，当手动转自动时机组转速突然上升到约1.7倍的额定转速，机组振动摆度大大超出正常值，过速保护动作，机组强行关闭。
经查其原因是：调速器中去比例阀的一只球阀处于关闭状态，故转自动时，机组失控，导叶开到100%开度所致。
1.2 磁力不平衡机组起动加励磁时，上、下导摆度和水平振动明显增大，其原因是：励磁回路的部分磁极，被非金属性短路，造成机组磁势分布不平衡，而使机组各方向受力不能互相抵消。
停机对该引线包扎绝缘后重新开机、加励磁，再也没有出现摆度、振动明显增大现象。
1.3 顶盖漏水量大主轴密封装置动环为左螺旋结构，静环是个圆环(没有螺旋)，动环与静环之间的间隙原设计单边为0.76～0.935 mm，实际为0.4～0.5 mm。
虽经减少间隙，但机组起动后大量水往四周甩开。
射流泵排水也不起作用，故临时采用4根橡皮管排水。
处理措施主要是：①动环仍为左螺旋，静环改为右螺旋结构；②减小动环与静环之间的间隙；③加大水轮机转轮的泄水孔；④在泄水锥上开孔，使泄水通畅。
2 2号机组2.1 振动摆度大2000年10月19日机组首次开机，由于上、下导摆度较大，被迫停机。
利用盘车的方式进行检查分析，在上导轴领120 mm的工作面范围，上、下各安装1块百分表，测量计算上导轴领的不垂直度为0.71 mm／m。
4月28日3#机组水导油盆振动、摆度过大报告
4月28日3#机组水导油盆振动、摆度过大报告
一、设备运行方式：
1、3#发变组运行，带有功53.95MW，无功4.88Mvar,，导叶开度52.7%。
2#发变组备用，1#发变组检修。
2、330KV母线运行，3086九临线运行。
3、隔离变13B带10kK VⅠ、Ⅱ、Ⅲ段联络运行，电压9.97KV，14B 带400VⅠ、Ⅱ段运行，电压397.2V。
4、外来电源开关12AB2合闸，送电至枢纽，带管理区生活供电及
施工用电。
二、现象及运行处理：
9:30时，运行人员在设备巡视时发现3#机组水导油盆晃动，振动、摆度过大。
汇报值长。
9:31时，运行值长检查确认3#机组水导油盆沿一、三象限（两接力器对称+Y轴）方向晃动切有沿顺时针方向扭动现象，振动、摆度过大。
9:31时，将以上情况汇报孙站长。
9:40时，申请省调倒换机组，开2#发变组，停3#发变组。
9:41时，2#发变组开机并网带负荷50MW运行正常。
9:52时，倒厂用，12B带10KVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段联络运行，
9:54时，3#发变组解列停机正常。
9:56时，将以上情况汇报杨站长。
9:56时，许可机械工作票2010043012，工作内容：3#水轮机抢
修。
14:00时，3#水轮机抢修工作结束。
14:43时，3#机组空转10min，水导摆度x:10、y:8,垂直振动0.01mm，符合要求。
14:53时，3#机组停机备用。
大型风机振动故障分析案例
大型风机振动故障分析案例
某厂大型风机出现振动加剧，电动机侧负荷电流升高等故障特征，对风机叶轮进行振动数据采集，共测试三个方向：水平、垂直、轴向。
采集的数据：水平方向：1.76mm/s(RMS) ；垂直方向：1.39mm/s(RMS)；轴线方向：6.53mm/s(RMS)。
振动频谱如下：
风机测试分析：1、风机侧轴承位轴向振动偏大，达6.53mm/s(RMS)，说明存在轴向力；2、从轴向频谱来看，1倍频、2倍频、3倍频振动值大，说明存在轴向力；3、从水平和垂直方向频谱图来看，一倍频普遍偏高，说明存在不平衡。
综合分析：风机对中较差，属于主要激振源，同时存在轻度不平衡。
可以短时间带病运行，待风机停机后进行拆卸检修。
风机停机返厂检修做平衡试验与分析结果一致。
通过重新对中安装，故障特征消除，风机运行平衡。
浅谈水轮发电机组的摆度和振动
浅谈水轮发电机组的摆度和振动[摘要] 本文从多方面分析了水轮发电机组产生振动和摆度的原因，对提高水轮发电机组的检修质量、实现机组的安全运行及延长机组的使用寿命有着重要的意义。
[关键词] 水轮发电机组振动摆度原因分析1、前言水轮发电机组在运行中，由于受到机械、水力、电气和气蚀等各方面因素的影响，产生一定量的摆度和振动是不可避免的。
摆度和振动的参量是反映水轮发电机组运行状态的重要参数，同时，异常的摆度和振动也是影响机组寿命的重要原因之一。
因此，对水轮发电机组在运行中出现异常的摆度和振动进行研究和处理有着重要的意义。
2、水轮发电机组产生振动的原因及其对策2.1、机械因素机械方面引起机组振动的因素分析：2.1.1设计、制造加工过程中存在的问题例如设计过程中机组整体支撑结构的刚度偏小、制造加工过程中主轴的加工精度、整个转动部份动平衡校核失准等，这些问题的存在都会直接造成机组在运行过程中出现振动与摆度偏大的现象。
2.1.2安装、运行过程中容易出现的问题1）安装检修过程中，发电机轴与水轮机轴的联接质量、各部导轴承间隙的调整与安装质量、轴线的对中质量等都是影响机组运行中摆度大小的关键因素。
2）在安装检修过程中，由推力头套入大轴的情况引起的摆度和振动。
如：（1）推力头中心线与大轴中心线重合，但绝缘垫厚薄不一，从而将轴线垫歪，造成摆度增大。
（2）绝缘垫厚薄一致，但推力头中心线与轴心线不重合，而是倾斜一个角度。
新机组导致套歪的原因是轴与孔加工时残留的椭圆度、不柱度、平面对中心的不垂直度等一些随机因素造成。
老机组推力头多次拨出与套入，使配合磨损、轴与孔拉毛等一些不确定因素是导致套歪的主要原因，套歪后将产生摆动。
（3）绝缘垫厚薄不一，推力头中心与大轴中心交叉，即垫歪或套歪，最不利的情况是垫歪或套歪发生在同一轴截面，并歪向同一方向的情况。
而当垫歪或套歪发生在同一轴截面，并各自歪斜方向正巧相反时使轴线摆度得到最大折减。
当垫歪与套歪方向不在同一截面内，两者复合作用产生的摆度，将是各自作用产生摆度的矢量值几何相加的结果。
汽轮机转子晃度测量方法图例详解
汽轮机转子晃度测量方法图例详解大轴晃度和弯曲度测量以测量高压转子大轴的晃度和弯曲度为例。
将转子圆周分成8等分，以危急遮断器飞锤击出方向为1号，并沿转子全长选出8点作为百分表的测量位置，如图2-79所示。
测量各点间的尺寸，并做好记录。
注意大轴弯曲度的测量必须在汽轮机转子完全冷却的状态下进行。
在各个测点处装好百分表，百分表的原始读数最好放在同一数值上。
盘动转子，每图2-79转子晃动度及弯曲度的测量以轴中心线为横坐标，把各个百分图2-80转子某断面晃动值表的位置按距离比例，标在横坐标上；将各测点百分表同一方向读数差的一半值，按比例标在垂直坐标上，然后连接各点成弯曲折线（为便于说明起见表示成两直线），直线交点A为轴的最大为该方向的弯曲度。
在四个方向的弯转子弯曲度（某一方向）对轮端面平面偏差的测量平面偏差包括被测对轮端面与主轴中心线的不垂直度（即瓢偏度）和端面本身的不平度，测量方法如下：将转子圆周按转子旋转方向分成8等分，并使危急遮断器飞锤击出的方向为1号。
在对轮端面左右、靠近边缘相对180°各装一只百分表如图2-82所示。
要求百分表指针垂直于端面，两表与边缘距离相等。
放置 两只百分表是考虑到转子在旋转时可能沿轴向移动。
测量前将转子用临时支架止推，将两百分表小数放至50的位置。
盘动转子一圈，检查两只百分表读数应一致。
然后盘动转子，每转一等分，记录一次，回到起始位置时，两只百分表式中Δmax Δmin 图2-82端面平面偏差的测量1-靠背轮端面；2-百分表轴颈锥度和椭圆度的测量轴颈锥度的测量方法是：先将转子全圆周分成8等份，并使危急遮断器飞锤击出的方向为1号，如图2-83所示。
在同一纵断面内，采用外径千分尺测得A-A、B-B、C-C三个横断面的最大直径与最小直径之差，即为锥度。
取四个纵断面内最大的锥度作为轴颈锥度。
图2-83轴颈锥度和椭圆度的测量轴颈椭圆度通常采用下列两种方法测量：①将转子放置于轴承内，采用百分表测量轴颈的最大晃动度，即为轴颈椭圆度；②采用外径千分尺在同一横断面内测得的最大直径与最小直径差，即为轴颈椭圆度。
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小关子水电站机组安装试运行中的主要问题及处理摘要：小关子水电站水轮发电机组及其附属设备在安装试运行中曾先后出现机组过速、磁力不平衡、顶盖漏水量大、上导轴领倾斜和机组转动部分不平衡引起的振动摆度大等问题，直接影响到机组的运行稳定性。
经过分析这些现象产生的原因，并采取了改进结构、加配重等有效的处理方法，保证了小关子水电站机组的安全稳定运行。
小关子水电站水轮机、发电机型号分别是HLD242-LJ-205和SF40.16／4250，额定水头136.5 m ，额定转速375 r／min。
电站按“无人值班，少人值守”的原则设计。
安装试运行中出现的主要问题和处理方法分述如下。
1 1号机组1.1 机组过速机组起动时，当手动转自动时机组转速突然上升到约1.7倍的额定转速，机组振动摆度大大超出正常值，过速保护动作，机组强行关闭。
经查其原因是：调速器中去比例阀的一只球阀处于关闭状态，故转自动时，机组失控，导叶开到100%开度所致。
1.2 磁力不平衡机组起动加励磁时，上、下导摆度和水平振动明显增大，其原因是：励磁回路的部分磁极，被非金属性短路，造成机组磁势分布不平衡，而使机组各方向受力不能互相抵消。
停机对该引线包扎绝缘后重新开机、加励磁，再也没有出现摆度、振动明显增大现象。
1.3 顶盖漏水量大主轴密封装置动环为左螺旋结构，静环是个圆环(没有螺旋)，动环与静环之间的间隙原设计单边为0.76～0.935 mm，实际为0.4～0.5 mm。
虽经减少间隙，但机组起动后大量水往四周甩开。
射流泵排水也不起作用，故临时采用4根橡皮管排水。
处理措施主要是：①动环仍为左螺旋，静环改为右螺旋结构；②减小动环与静环之间的间隙；③加大水轮机转轮的泄水孔；④在泄水锥上开孔，使泄水通畅。
2 2号机组2.1 振动摆度大2000年10月19日机组首次开机，由于上、下导摆度较大，被迫停机。
利用盘车的方式进行检查分析，在上导轴领120 mm的工作面范围，上、下各安装1块百分表，测量计算上导轴领的不垂直度为0.71 mm／m。
由于上导轴领倾斜度较大，影响机组摆度和振动。
特别是在上导摆度增大的情况下，机组中心不稳定，使上导温度增高，下导、水导摆度和温度也增大。
先后用压机顶，用火轮烤上导轴领非工作面处。
经两次校正后，上导轴领（滑转子）的不垂直度由0.71mm／m减小为0.27mm／m 。
水导处摆度值由0.19 mm减小为0.045 m m。
取消了动平衡试验配重块共计27 kg，机组再次起动，空载运行及带负运行时，振动摆度大为改善。
2.2 推力瓦烧损2.2.1 推力瓦面烧损检查<![endif]>2000年11月21日机组推力瓦温开始缓慢上升到55℃。
发警报、停机。
检查发现8块推力氟塑瓦全部烧损，其烧损情况如下：（1）外磨损区(指推力瓦外缘)。
瓦厚度磨损量为0.05～0.17 mm。
（2）内磨损区(指推力瓦内边)。
瓦厚度磨损量为0.82～1.3 mm。
（3）烧坏区(指推力瓦在31 mm宽度范围)。
瓦面呈米黄色的高温烧坏区。
表面硬而光滑。
（4）重软化区和轻软化区。
该区的氟塑瓦面，受高温使瓦面软化成高低不平，呈斑点塌陷流纹状的表面。
2.2.2 烧瓦的原因分析及处理(1)烧瓦原因。
经过祥细的检查分析，认为：①氟塑瓦面抗磨性能较差，抗温抗压能力差；②氟塑瓦表面，高低不平会影响烧瓦；③瓦面内低外高，高处或中间高点高条处在受到高温和高压的情况下，就容易烧瓦。
(2)烧瓦后的处理。
采用备用瓦，经过精心修刮后装上，于2000年11月30日正式开机。
推力瓦温正常。
3 3号机组运行稳定性问题3.1 升速空转试验该机组在首次起动作空转升速试验时，发现在低转速70 r／min时下导摆度、上导摆度较大，且随着转速的升高而不断增大。
当转速到达250 r／min时，下导摆度出现报警（摆度报警值设定为250 μm）；到达额定转速375 r／min时，下导摆度到达292μm(通频)和264 μm(转频)。
该机组顶盖振动以0.5 Hz的低频为主，下机架振动以0.5 Hz的低频振动和转频振动为主。
说明该机组在额定转速下存在较大的0.5 Hz的水压脉动。
试验表明，该机组发电机转子存在一定的机械质量不平衡。
3.2 现场动平衡根据对测试结果的分析，决定在转子支架下圆盘14号磁极处配重23 kg，在转子支架上圆盘16号磁极处配重3 kg。
配重后机组在额定转速375 r／min空转时的测试结果表明，机组的摆度和振动值均得到较大幅度的下降。
3.3 变电压空载试验在完成首次配重后，进行了变电压空载试验。
试验工况分别为25% U0(U0为额定励磁电压), 75%U0和100%U0, 测试结果表明：随着励磁电压的增加，该机组上、下导摆度、上机架振动急剧增加，当到达额定励磁电压时，下导摆度峰峰值为341 靘(通频)和316 靘(转频)。
说明该机组存在电磁不平衡力引起的振动。
为使机组早日投产，决定采用配重的方法来降低该机组的电磁振动。
经过对测试数据的分析计算，分别在转子支架下圆盘14号磁极处再配重16.4 kg、转子支架下圆盘15号磁极处配重6 kg、转子支架上圆盘15号磁极处配重5 kg 。
经过配重后，该机组在各工况下的摆度、振动均处于较好状态。
3.4 带负荷试验试验从机组开机、带额定负荷到停机全过程进行了实时测试记录。
试验表明：①在100%额定励磁电压时，该机组上导、下导摆度及上机架振动达到最大值，然后随着机组负荷的增加均有所下降或保持不变，而水导摆度则在25%～50%额定负荷区内达到最大值，然后随负荷的增加有所下降，但是该水导摆度的转频则是随负荷增加而呈上升趋势，说明该机组存在轻微的水力不平衡；②上导、下导和水导摆度，上机架振动在各工况下均以转频分量为主，但是在25%～50%负荷区内，水导摆度出现了以0.5 Hz的低频振动和转频振动为主的复合振动，其主要原因为水压脉动所致；③该机组在带负荷后，顶盖振动、水导摆度、下机架水平振动均以0.5 Hz的低频振动和转频振动为主，机组从空转到满负荷运行的整个过程中，顶盖垂直振动一直表现为以0.5 Hz频率为优势的复合振动，这进一步证实了该机组存在0.5 Hz的压力脉动。
水轮发电机组振动原因分析摘要:以天桥水电厂4台水轮发电机组典型振动事故为例,对引起振动的原因,进行了分析。
关键词:机组;振动;分析水轮发电机组的振动问题与一般动力机械的振动有一定差异,除了机器本身转动或固定部分引起的振动外,尚需考虑发电机的电磁力以及作用于水轮机过流部分的流动压力对系统及其部件振动的影响。
在机组运转的状态下,流体—机械—电磁三部分是相互影响的。
例如,当水流流动激起机组转动部分振动时,在发电机转子与定子之间会导致气隙不对称变化,由此产生的磁拉力不平衡也会造成机组转动部分的振动,而转动部分的运动状态出现某些变化后,又会对水轮机的水流流场及发电机的磁场产生影响。
因此,水轮机的振动是电气、机械、流体等多种原因引起的。
可见,完全按照这三者的相互关系来研究系统的振动是不够的。
鉴于问题的复杂性,将引起水轮机组振动原因大致分为机械、水力、电气三方面的因素来研究,为水电厂生产管理、运行、检修人员提供参考意见,以便制定出相应的预防和消振措施。
1 水轮发电机组振动的危害振动是旋转机械不可避免的现象,若能将其振幅限制在允许范围内,就能确保机组安全正常运行。
但较大振动对机组安全是不利的,会造成如下危害:ａ)使机组各连接部件松动,使各转动部件与静止部件之间产生摩擦甚至扫膛而损坏;ｂ)引起零部件或焊缝的疲劳、形成并扩大裂缝甚至断裂;ｃ)尾水管低频压力脉动可使尾水管壁产生裂缝;当其频率与发电机或电力系统的自振频率接近时,将发生共振,引起机组出力大幅度波动,可能会造成机组从电力系统中解列,甚至危及厂房及水工建筑物。
下面简单介绍几起天桥水电厂机组振动引起的事故,以便从中了解机组振动的起因。
ａ)20世纪80年代初,天桥水电站多次发生因振动摆度过大而引起的设备损坏事故。
1980年8月3号机由于上导轴承摆度大导致4个上导瓦背垫块断裂;1982年10月3号机发生发电机扫膛严重事故,上导瓦架与上机架固定螺栓8只中的5只被剪断,1只定位销剪断、瓦架变形。
上机架振幅达0 22ｍｍ,水导轴承处振幅达0 20ｍｍ。
水轮机轴与发电机大轴法兰联接处摆度为0 74ｍｍ,后经测量分析为机组轴承中心不正,发电机转子外圆度超标,空气间隙不匀等原因所致。
ｂ)1997年2月天桥水电站4号机尾水管锥管段不锈钢衬板与普通钢衬板衔接处(高程808 7ｍ)以下约有23ｍ2普通钢板沿环向脱落。
其主要原因是由于叶片翼端间隙射流及尾水管涡带产生的低频水压脉动相互作用,引起锥管段钢板振动,焊缝疲劳破坏后被撕裂或脱落。
ｃ)2000年11月天桥水电站1号机大修后,发生发电机推力瓦12块被烧毁的严重事故,因推力瓦水平调整不好,轴系中心不正及调速系统失调所致。
ｄ)2002年5月天桥水电站3号机大修检查发现尾水管弯管段垂直于水流方向产生环状裂缝,其主要原因为尾水管低频水压脉动激起尾水管壁振动,当振动频率接近尾水管的固有频率产生共振时,严重造成尾水管壁产生裂缝。
从以上几个实例看出,机组发生振动的原因主要是由于机械、水力、电气三方面的原因引起的,其它如调速系统失调、振荡的因素也有,但不甚严重也不常发生。
2水轮发电机振动原因分析2 1水力因素振动的水力因素系指振动中的干扰力来自水轮机水力部分的动水压力。
其特征是带有随机性,且当机组处在非设计工况或过渡工况运行时,因水流状况恶化,机组各部件的振动亦明显增大。
由于单位体积水流的能量取决于水头,所以机组的振动一般是随水头的降低而减弱,高水头、低负荷时振动相对而言较为严重。
产生振动的水力因素主要有:水力不平衡、尾水管低频水压脉动、空腔汽蚀、卡门涡列、间隙射流等。
2 1 1水力不平衡具有位能和动能的水流通过蜗壳的作用形成环流,再通过分布均匀的固定和活动导叶均匀作用于转轮激发转轮旋转。
由于加工和安装误差,使导水叶叶片、流道的形状与尺寸差别较大时,作用于转轮的水流失去轴对称时就产生一个不平衡横向力,引起转轮振动,在空载或低负荷运行时振动强烈。
2 1 2尾水管低频水压脉动水轮机在非设计工况下运行时,由于转轮出口处的旋转水流及脱流旋涡和汽蚀等影响,在尾水管内常引起水压脉动。
尤其是在尾水管内出现大涡带后如图1,涡带以近于固定的频率在管内转动,引起水流低频压力脉动。
当管内水流一经发生,压力脉动就会激起尾水管壁、转轮、导水机构、蜗壳、压力管道的振动。
2 1 3空腔汽蚀水流通过水轮机时,其流向、流速随流道改变,在流速增高或脱流部位压力降低到汽化压力时水流中产生汽泡,汽泡进入高压区溃灭时便会出现汽蚀。
汽蚀发生时,在汽蚀部位会发生特殊的噪声和撞击声。