(完整版)水轮发电机组振动标准的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站是常见的能源发电方式之一，其中水轮发电机机组是核心设备之一。
在水轮发电机机组运行过程中，常常会出现振动问题，严重影响了设备的正常运行和发电效率。
对水轮发电机机组的振动问题进行分析和处理是非常必要的。
本文将探讨水轮发电机机组振动问题的分析和处理方法。
我们需要了解水轮发电机机组振动问题的原因。
水轮发电机机组振动问题主要包括以下几个方面：1. 设备结构问题：水轮发电机机组的结构设计不合理、材料选择不当等会导致振动问题的产生。
2. 水力装置问题：水轮发电机机组的水轮、水管等水力装置存在失衡、堵塞等问题，会引起振动。
3. 机械配合问题：水轮发电机机组的机械零部件的配合精度不高，或者未进行适当的维护和保养，导致振动问题的发生。
4. 运行状态问题：水轮发电机机组的运行状态不稳定，包括负荷变化、冲击负荷等，都会引起振动。
针对以上问题，我们可以采取以下措施来分析和处理水轮发电机机组的振动问题：1. 设备结构优化：通过对水轮发电机机组的结构进行合理优化设计，包括结构模型的改进、材料的优化选择等，以提高设备的稳定性。
2. 水力装置维护：定期对水轮发电机机组的水力装置进行检修和维护，包括清洗水轮和水管，排除堵塞，保持水力装置的平衡状态。
3. 机械零部件配合精度提高：加强对水轮发电机机组的机械零部件配合精度的要求，运用先进的加工技术和精密测量仪器，提高机械零部件的加工精度，减少振动问题的发生。
除了以上方法，还可以通过进行振动监测和分析来进一步确定振动问题的原因和处理方法。
可以利用振动传感器对水轮发电机机组进行实时监测，采集振动数据，并利用专业的振动分析软件进行数据分析，找出振动问题的源头，并制定相应的振动控制措施。
对水轮发电机机组的振动问题进行分析和处理是必要的。
通过采取合适的措施，包括设备结构优化、水力装置维护、机械零部件配合精度提高和运行状态控制等方法，可以有效降低水轮发电机机组的振动问题，提高设备的稳定性和发电效率。
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。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨引言水电站是一种利用水能源进行发电的工程设施，其主要设备之一就是水轮发电机机组。
在水轮发电机机组运行的过程中，振动问题一直是一个难以避免的难题。
振动问题不仅会影响机组的安全稳定运行，还会对机组的寿命和发电效率产生负面影响。
对水轮发电机机组振动问题进行分析和处理是非常重要的。
一、水轮发电机机组振动问题的存在及危害1. 振动问题的存在水轮发电机机组在运行过程中会产生各种类型的振动，其中包括轴向振动、径向振动、扭转振动等。
这些振动可能来源于机组内部的零部件不平衡、磨损、松动，也可能来源于外部因素如水压、水流等。
2. 振动问题的危害水轮发电机机组的振动问题会给机组带来一系列的负面影响。
振动会导致机组零部件的磨损加剧，降低机组的寿命。
振动会引起机组的噪音和震动，给机组设备和工作人员带来安全隐患。
振动还会影响机组的发电效率，降低发电量，增加运行成本。
二、水轮发电机机组振动问题的分析1. 振动问题的原因分析（1）机组内部零部件的不平衡水轮发电机机组在运行过程中，由于零部件的磨损、松动等原因，会使得机组内部的动平衡和静平衡破坏，从而引起不同类型的振动。
（2）机组外部水流、水压等因素在水电站的实际运行中，机组在水流和水压的作用下可能会受到不同方向的力的影响，产生不同类型的振动。
2. 振动问题的特点分析（1）不同频率的振动水轮发电机机组在运行中可能产生不同频率的振动，包括低频振动和高频振动。
不同频率的振动对机组的影响不同，需要有针对性的处理方法。
（2）振动的幅值大小振动的幅值大小会直接影响机组的安全运行和设备寿命，因此对振动幅值的监测和控制是非常重要的。
三、水轮发电机机组振动问题的处理方法1. 振动监测与诊断（1）振动监测为了及时发现和解决振动问题，需要对水轮发电机机组的振动进行定期监测。
可以通过振动传感器等设备进行振动监测，实时监测机组的振动情况。
（2）振动诊断对于振动问题，需要通过振动谱分析、振动信号处理等方法进行诊断，找出振动问题的具体原因和特点，为后续的处理提供依据。
对于水轮发电机组振动的原因及处理方法的研究
对于水轮发电机组振动的原因及处理方法的研究水轮发电机组振动是指水轮机在运行时产生的振动现象。
水轮发电机组振动的原因主要包括以下几个方面：水力因素、结构因素以及操作因素。
首先，水力因素是水轮发电机组振动的主要原因之一、由于水轮机是通过自然水流将水流动能转化为机械能的装置，因此水流的流动状况直接影响水轮机的运行情况。
当水流入口流速过快或者过慢时，会导致水流输运不平稳，产生激烈的水力冲击，从而引起水轮机的振动。
此外，当水轮机在运行中遇到水涡、水柱等突状流场时，也容易引起振动。
其次，结构因素也是水轮发电机组振动的一个重要原因。
水轮机的结构决定了其在运行时的刚度和稳定性。
若水轮机的结构强度不足，或者存在设计缺陷、制造缺陷等问题，都会引起水轮机的振动。
此外，水轮机的附件、导流罩、导叶等也会对水轮机振动产生直接或间接的影响。
最后，操作因素也会对水轮发电机组振动产生影响。
例如，水轮机的启停过程中，由于操作不当或者控制系统故障等原因导致的运行不稳定性，都会引起水轮机振动。
此外，水轮机的维护保养不到位，如轴承磨损、机械连接松动等问题也会导致水轮机振动的发生。
针对水轮发电机组振动问题，可以采取以下处理方法来解决：首先，优化设计和制造工艺。
在水轮机的设计和制造过程中，应充分考虑各种因素对振动的影响，采用合理的结构设计和制造工艺，提高水轮机的刚度和稳定性。
其次，加强水力调节。
通过合理调节水流的流速和流量，减少水轮机在工作过程中的水力冲击和流场扰动，从而降低水轮机的振动。
再次，完善控制系统。
加强水轮机的控制系统，提高水轮机的运行稳定性，避免因操作不当或控制系统故障导致的振动问题。
最后，加强维护保养。
定期对水轮机进行维护保养，检查轴承、机械连接等关键部件的磨损情况，及时处理和修复，确保水轮机的正常运行。
综上所述，水轮发电机组振动是由水力因素、结构因素以及操作因素等多方面因素引起的。
在处理水轮机振动问题时，需要充分考虑各种因素的影响，并采取相应的措施来解决问题，从而确保水轮机的正常运行和发电效率。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水轮发电机机组是水电站中产生电能的重要设备，其正常运行对于水电站的稳定运行和发电效率具有重要影响。
在机组运行过程中，可能会出现振动问题，如果不及时处理和解决，将会对机组设备造成损坏，甚至影响整个水电站的运行。
本文将对水轮发电机机组振动问题进行分析，并探讨相应的处理方法。
一、水轮发电机机组振动问题分析1. 振动产生原因水轮发电机机组振动问题的产生主要有以下几个原因：（1）设备老化：随着机组长时间的运行，设备的部件可能会产生磨损和老化，导致机组振动增大。
（2）不平衡：如果机组叶轮或转子存在不平衡现象，将会导致机组振动。
（3）装配问题：机组在装配过程中，如果未能严格按照要求进行装配，可能会导致机组振动。
（4）液力振动：水轮叶片与水流相互作用时产生的振动，也是机组振动的一种原因。
2. 振动对机组的影响水轮发电机机组的正常运行需要保证机组的稳定性和可靠性，而振动问题将会对机组产生以下影响：（1）损坏设备：长期的振动将会导致机组的部件受损，从而减少设备的使用寿命。
（2）降低效率：机组振动将会影响机组的稳定运行，降低水电站的发电效率。
（3）安全隐患：严重的振动问题可能会导致设备的脱落或损坏，存在安全隐患。
1. 定期检查和维护为了保证水轮发电机机组的正常运行，需要对机组进行定期的检查和维护。
在检查过程中，需要特别关注机组的叶轮、转子、轴承等部件，对于存在磨损或老化的零部件及时更换和修理，以减少振动的产生。
2. 平衡校正对于存在不平衡现象的机组，需要进行平衡校正。
通过动平衡调整机组的叶轮或转子，使得转子在高速旋转时不再产生明显的振动，从而减少振动对机组的影响。
3. 规范安装在机组的装配过程中，需要严格按照安装要求进行操作，确保各个部件的安装位置和角度符合要求。
只有规范的安装，才能减少振动问题的产生。
4. 液力振动控制针对水轮叶片与水流相互作用产生的振动问题，可以采取一定的控制措施，如通过改变叶片的结构或调整水流的流速，减少液力振动对机组的影响。
(完整版)试论述引起水轮发电机组振动的原因
试论述引起水轮发电机组振动的原因、振动机理及相应振动故障的处理措施水轮发电机组的振动与一般动力机械振动有一定差异，机组振动的现象是比较明显的，但振源往往是隐蔽的，除了机器本身转动或固定部分引起的振动外，还需考虑发电机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。
引起水轮发电机组振动的原因多种多样，往往是几种振源同时存在，通常认为使机组产生振动的干扰力源主要来自水力、机械和电气三个方面，三者相互影响、相互作用，常常交织在一起，形成耦合振动。
水轮发电机组的一般振动不会危害机组，但当机组振动超过允许值，尤其是长期振动及发生共振时，对供电质量、机组使用寿命、附属设备及仪器是性能、机组基础和周围的建筑物，甚至对整个水电站的安全经济运行等，都会带来严重的危害。
其危害性大致有以下几类：1)引起机组零部件金属和焊缝间疲劳破坏区的形成和扩大，从而使之产生裂纹，甚至断裂损坏而报废。
2)使机组部分紧固部件松动，不仅会导致这些紧固件本身的断裂，而且加剧被其连接部分的振动，促使它们加速损坏。
3)加速机组转动部分相互磨损程度。
如大轴剧烈摆动，可使轴与轴瓦的温度升高，使轴瓦烧毁；发电机转子振动过大增加滑环与电刷的磨损程度，并使温度升高，使轴瓦烧毁，并使电刷火花不断增大4)尾水管中形成的涡流脉动压力，可使过水系统发生振荡，机组出力摆动，使尾水管壁产生裂缝，严重时可使整体尾水设施遭到破坏。
5)水轮机组共振引起的后果更加严重。
如机组设备与厂房的共振，可使整个设备和厂房遭到不同程度的损坏1、水力方面水力振动由水轮机水力部分的动水压力的干扰造成的振动叫水力振动。
产生振动的水力因素主要有:尾水管内低频涡带、卡门涡列、叶道涡引起的水力不稳定、过度过程中的不稳定现象、水力不平衡、空腔汽蚀、间隙射流（轴流式水轮机）等。
1.1尾水管内低频涡带尾水管内低频涡带是混流式水轮机和轴流定桨式水轮机在部分负荷时尾水管中出现的一种不稳定流动现象。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站水轮发电机机组振动问题是指水轮发电机在运行过程中产生的振动，一旦出现振动过大或者频率异常，不仅会影响机组正常运行，还会对设备的安全性和寿命造成影响。
对水轮发电机机组的振动问题进行分析和处理至关重要。
对于机组振动问题的分析需要从振动的来源和机理入手。
主要的振动源可以包括水轮叶片不平衡、水轮轴和轴承的不平衡、机组的共振等。
通过仪器测量和分析，可以获取机组振动的频率、幅度和相位等信息，确定振动的产生机理。
针对不同的振动源，可以采取不同的处理方法。
一般来说，对于水轮叶片不平衡引起的振动，可以采用平衡调整、重锤校正等方法进行处理。
对于调整轴承和轴的不平衡，可以采用加工修整、重平衡等方法。
如果机组出现共振问题，可以通过调整机组结构参数、增加阻尼装置等方法进行处理。
在平时运行中也需要加强机组的监测和维护。
定期进行机组振动测试，及时发现问题并进行处理，可以避免振动问题的进一步发展。
而在维护过程中，要定期检查轴承、轴等零部件的磨损情况，并及时更换或修复。
还应注重提高机组的设计和制造质量。
在设计过程中，应合理选择机组结构和参数，尽量避免共振现象的发生。
在制造过程中，要严格按照设计要求进行制造，确保零部件的质量和精度，减少振动源的产生。
水电站水轮发电机机组振动问题的分析处理是一项复杂而重要的任务。
通过仔细分析振动的来源和机理，采取相应的处理方法，加强机组的监测和维护，提高机组的设计和制造质量，才能有效地解决振动问题，保障机组的正常运行和长期稳定性。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站水轮发电机机组是水利水电工程中常见的发电装置，通过水轮机将水流的动能转换为机械能，然后通过电动机将机械能转换为电能。
由于机械部件的运动过程中会产生振动，水轮发电机机组会出现振动问题。
本文将对水轮发电机机组的振动问题进行分析，并探讨处理方法。
一、振动问题的原因分析1. 设计不合理：水轮发电机机组的设计不合理可能是振动问题的主要原因之一。
未考虑到机组运行过程中的共振问题，导致振动加剧。
2. 材料选择不当：机组的材料选择不当也会导致振动问题。
选用的材料强度不够，无法承受机械载荷，导致振动加剧。
3. 不平衡：水轮发电机机组的不平衡也是产生振动的原因之一。
转子的平衡不良会导致机组振动增大。
4. 磨损和松动：机组长时间运行后，机械部件会出现磨损和松动现象，导致振动加剧。
二、振动问题的处理方法1. 设计改进：通过对现有水轮发电机机组的设计进行改进，减少共振现象的发生。
可以利用有限元分析方法进行模拟分析，找出共振频率并加以改进。
2. 材料优化：选用高强度和抗振性能好的材料，能够有效减轻机械部件的振动。
应加强机械部件的刚度，减少振动传递。
3. 平衡处理：对机组转子进行平衡处理，以保证其能够在高速运转时不产生过大的离心力，进而减少振动。
4. 定期维护：定期检查机组的各个部件，发现磨损和松动现象及时进行修复，以减少振动的发生。
5. 增加阻尼：可以通过增加阻尼器的方式来降低机组的振动。
阻尼器可以用来吸收振动能量，减少振动的传递。
三、实验研究通过对水轮发电机机组进行实验研究，可以进一步了解振动问题的产生机理，并验证处理方法的有效性。
可以在实验中模拟机组的运行状况，观察振动的情况，并对处理方法进行验证和改进。
四、案例分析通过对实际水轮发电机机组的振动问题进行案例分析，可以深入了解振动问题的原因，并对不同情况下的处理方法进行比较和评估，为实际工程提供指导。
总结：水轮发电机机组的振动问题对机组的正常运行和寿命会产生很大影响，需要对振动问题进行充分的分析和处理。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水轮发电机机组的振动问题是水电站运行过程中常见的问题之一，如果不及时处理，会影响机组的正常运行甚至造成设备损坏。
为了解决这个问题，需要对振动问题进行分析，并制定相应的处理方法。
需要对振动问题进行分析。
水轮发电机机组的振动问题主要表现为机组整体的振动或者某些具体部位的振动。
振动源可以是机组本身的结构问题、转子的不平衡排布、轴承故障、机组与基础之间的不协调等。
振动的强度和频率可以通过振动传感器和分析仪器进行监测和测量，根据振动的特征可以初步确定振动的原因和位置。
针对振动问题，可以从以下几个方面进行处理：1. 结构改进：针对机组本身的结构问题，可以通过结构改进措施来降低振动。
比如增加机组的支撑结构，提高整体刚度；加装减振装置，如减震器、减振块等；优化机组的布置，避免共振点的出现。
2. 平衡调整：对于转子的不平衡排布导致的振动问题，可以进行平衡调整。
通过对转子进行动平衡调整，使得转子在高速旋转时不会产生不平衡力矩，从而减小振动。
3. 轴承维护：轴承故障也是机组振动的常见原因之一。
定期对轴承进行润滑和维修保养，及时更换老化的轴承，可以有效降低振动。
4. 基础加固：机组与基础之间的不协调也会引起振动。
基础的加固可以通过增加基础的支撑结构，增加基础的刚度和稳定性来实现。
5. 实时监测和控制：通过安装振动传感器和监测仪器，可以实时监测机组的振动状态。
当振动超出预设范围时，可以及时进行相应的控制措施，如降低机组负荷、停机检修等，避免振动问题的进一步扩大。
值得注意的是，不同的振动问题可能需要采用不同的处理方法，因此在实际应用中，需要结合具体情况进行综合分析和处理。
预防机组振动问题的发生也是十分重要的，可以通过定期检查和维护、加强设备管理等手段来减少振动问题的出现。
水轮发电机机组振动问题的分析和处理需要从结构改进、平衡调整、轴承维护、基础加固和实时监测等方面入手，通过综合运用各种处理方法，可以有效降低机组的振动，保障机组的正常运行。
水轮发电机机组振动问题及处理方法探讨
水轮发电机机组振动问题及处理方法探讨摘要：如果水轮发电机机组出现异常的振动以及噪音，则可判定为运行出现问题，通过振动的各种信号信息，能够判断其存在的具体问题信息。
振动的转速变化、负荷变化为工况变化的伴随信息，能够作为振动故障识别的重要参考数据。
关键词：水轮发电机；机组振动；故障；处理方法对于所有的动力机械，均存在机组的·不同振动，水电站机组运行过程中也有相关的故障诊断问题，但水轮发电机组振动与一般的动力机组的振动有一定的差异性，除了机组本身固定部分的振动，还应该考虑流动液体的动水圧以及电磁力等因素造成的影响，综合而言，水利机组故障处理问题难度较大，需要应用相适应的处理方法应对，实时准确地完成问题诊断。
1水轮发电机机组振动分析对于所有的旋转类型机械，其常见的问题类型包括设计问题、制造问题，如果设计不良，存在动态安装问题，在设备运行时可能存在较大的强迫振动，安装维修不当，存在零件的错位以及预负荷超标等问题会导致机组在运行过程中，出现超转速、负荷不良等问题，导致工作性能改变，长时间会使机器运行状况恶化。
综合考量其影响因素相对复杂性更高，同时系统的各个组成部分之间存在影响，如水力因素导致机组振动时，会引发转子以及走子之间的空气间隙问题引发不对称的磁拉力，有加重阻尼机组振动问题[1]。
通常应用于水电机组设备状态监测以及故障诊断的系统为FDI系统，这种系统包括多种功能，包括设备的状态监测、故障诊断以及问题分析判断，能够分析机组设备的运行好坏问题，如果发现设备出现故障时，能够及时作出停机维修或设备的更新以及运行条件改变，从而能够维持整体运行的经济性以及安全性，同时在掌握机组运行规律的基础上，可以优化设备维修的可达性，有利于设备全寿命周期的各项性能维持。
2水轮发电机组的振动原因水轮发电机的转动部分以及固定部分能够作为运行状况判定的重要参数指标，在分析所有振动信息后明确故障问题，可以将水轮发电机组的振动分为以下三种类型。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站的水轮发电机机组振动问题是一个很常见的问题，这个问题如果得不到有效解决，会对水电站的发电产生严重的影响，甚至会造成设备的损坏。
因此，对于水电站水轮发电机机组振动问题的分析和处理方法的探讨显得很有必要。
1. 设备结构不合理：水轮发电机机组在设计和制造过程中可能会存在结构不合理的问题，例如转子的不平衡、轴承的安装不当等等，都会导致机组出现振动问题。
2. 操作不当：水轮发电机机组的运行过程中，如果操作不当，例如过载、空载等失控状态，都会导致机组振动，严重时甚至会发生事故。
3. 模板损坏：在振动问题发生之前，可能会有一些模板损坏的情况，例如磨损、松动等等，这些问题在振动发生时会加剧振动的严重程度。
为了解决水电站水轮发电机机组振动问题，我们可以采取以下措施：1. 加强设备的维护和检修工作：定期对水轮发电机机组进行维护和检修工作，及时发现和排除一些隐患，保证设备的正常运行。
2. 优化设备结构设计：在设备的设计和制造过程中，首先要考虑设备结构的合理性，特别是涉及到转子平衡、轴承安装等方面，必须保证设备的稳定性和可靠性。
3. 完善运行管理制度：对于水轮发电机机组的运行，必须做到严格管理，对于操作人员进行培训，加强设备安全生产意识，从根本上降低事故的发生率。
4. 及时处理模板损坏：对于水轮发电机机组的检测和检修，必须保证设备的完整性，对于一些模板损坏的情况，必须及时得到处理，避免出现更严重的问题。
总之，水电站水轮发电机机组振动问题是一个十分严肃的问题，需要采取多种措施进行解决。
通过维护和检修工作、优化设备结构设计、完善运行管理制度和及时处理模板损坏等措施，可以有效地预防和解决水轮发电机机组振动问题，进而保证水电站的正常发电运行。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水轮发电机机组振动问题是水电站运行中常见的难题之一，它不仅影响了水轮发电机机组的稳定运行，还可能导致设备的损坏，甚至对整个水电站的安全运行造成影响。
对水轮发电机机组振动问题进行深入分析并采取相应的处理方法是非常重要的。
本文将对水轮发电机机组振动问题进行分析，并探讨相应的处理方法。
一、水轮发电机机组振动问题的原因分析1. 设备故障水轮发电机机组振动问题可能是由于设备本身存在故障引起的。
水轮发电机机组内部零部件损坏、轴承故障、叶轮失衡等都可能导致机组振动加剧，甚至超出正常范围。
2. 水动力因素水轮发电机机组的振动问题还可能与水动力因素有关。
水轮叶片设计不合理、进水口或出水口的设计存在问题、水流紊乱等都可能成为引起振动问题的原因。
3. 操作不当水轮发电机机组的振动问题还可能是由于操作不当引起的。
过载运行、不定期维护、设备长期运行而未进行检查、监视等操作不当行为都可能导致机组的振动问题。
二、水轮发电机机组振动问题的处理方法探讨1. 设备故障处理对于因设备故障导致的振动问题，首先需要进行设备的故障诊断。
对机组的各个零部件进行仔细检查，发现损坏或存在故障的部件及时更换或修复。
对于一些需要定期更换的零部件，也要按照规定的周期进行更换，以防止这些零部件在使用过程中导致机组振动。
2. 水动力因素的处理对于与水动力因素有关的振动问题，一方面需要对水轮叶片设计进行重新评估，确保其在运行时不会引起过大的振动。
还需要对水轮进水口和出水口的设计进行调整，确保水流在进出口处的流速和流向达到合适的设计要求。
3. 操作不当的处理在操作不当引起的振动问题方面，首先需要加强操作人员的培训，确保操作人员能够正确操作机组，并严格按照操作规程进行操作。
对设备的维护保养工作也要加强，建立健全的检查、维护制度，定期对机组进行维护，及时发现问题并进行处理，以减少振动问题的发生。
水轮发电机组振动标准的探讨
水轮发电机组振动标准的探讨一、概述水轮发电机组的振动由于其所具有机组在制造厂不能进行运行试验、各机组构造和支承条件各异的特点，设计单位和制造厂所编制的振动预测往往和机组的振动状态有着较大程度的差异。
多年来国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）也曾组织制定过相关规程，有关国家先后提出过若干提案，但至今都未形成正式的国际标准。
1. 目前，在国内外广泛使用于水轮发电机组的振动判断标准如表1。
表1二、国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）汇集各国、各知名标准化协会提案提炼的相关标准铸就了水轮发电机组振动测量、评判标准系列的基石1.ISO 10816-5（2000）《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》是目前最具权威性的轴承座振动评定标准之一（目前，ISO 10816已替代了ISO 2372 和ISO 3945）。
GB/T 6075.5-2002《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》实际上相当于ISO 10816-5（2000）的中译本，因此，完全可以GB/T 6075.5-2002替代国际标准化组织的相关标准ISO 10816-5（2000）。
相关的主要内容是：1）对轴承座绝对振动的测量，通常用惯性传感器测量振动速度V rms，单位为mm/s(对于300～1800r/min的中高速机组而言，低于300r/min机组建议测量振动位移S P-P，单位为μm)。
在支架振动响应可以忽略的情况下，也可将位移传感器固定在刚性支架上，直接测量振动位移S P-P。
2）上下导轴承座均支撑于基础上的立式机组，水轮机工况的推荐值参见表3、图1。
表3的推荐值参见表4、图2。
图1 上下导轴承座均支撑于基础上 图2上导轴承座支承于发电机定子上表3、4中表内区域划分应理解为：A 为优良，B 为合格，C 区为不宜持续运行而须采取补救措施，D 区则为振动严重足以损坏机组（参见附录2）。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站水轮发电机机组振动问题是指在运行过程中，发电机机组产生的振动超过了正常范围，可能导致机组设备的损坏甚至故障。
为了确保水电站的正常运行和设备的安全可靠性，需要对振动问题进行分析和处理。
本文将探讨水电站水轮发电机机组振动问题的分析和处理方法。
分析水轮发电机机组振动问题的原因。
水轮发电机机组振动主要有以下几个方面的原因：机械故障、设备不平衡、电机问题、结构设计问题以及环境因素等。
机械故障包括轴承、齿轮、阀门等机械部件的磨损或损坏；设备不平衡指的是机组内部配重不均匀或不平衡所导致的振动；电机问题可能是电机绕组断线或绝缘老化等问题；结构设计问题包括支撑结构设计不合理、刚度不足等；环境因素包括周围的地震、水力冲击等。
针对振动问题的原因，可以采取一些处理方法。
对于机械故障引起的振动问题，需要及时检修和更换损坏的机械部件，确保其正常运转。
对于设备不平衡问题，可以进行动平衡处理，即在旋转设备上增加平衡块，使其力平衡，减小振动。
在设备设计或生产过程中，应进行严格的质量控制，确保设备的平衡性。
针对电机问题，可以进行电机的绝缘测试和电机定子绕组的检查，及时修复或更换出现问题的电机部件。
对于结构设计问题，可以在设备运行过程中进行结构调整，增加支撑结构的刚度，减小振动。
对于环境因素所引起的振动问题，可以在设备设计和安装时考虑环境因素的影响，采取相应的防护措施。
除了上述处理方法，还可以采取一些振动监测措施，及时发现和预防振动问题。
振动监测可以通过安装振动传感器和监测装置，对机组进行实时监测和数据记录。
通过分析振动数据，可以判断机组的振动情况，提前预警振动问题的发生，及时采取相应的处理措施。
对振动监测系统进行定期维护和校准，确保其准确性和可靠性。
水电站水轮发电机机组振动问题的分析和处理需要结合实际情况和专业知识，根据振动问题的原因采取相应的处理方法。
通过及时的检修、平衡处理、结构调整、电机维修和振动监测等措施，可以有效地减小机组振动，确保水电站的正常运行和设备的安全可靠性。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨1. 引言1.1 背景介绍水电站是利用水流能量转变为电能的重要装置之一，其发电机机组作为关键部件具有着重要的作用。
随着水电站设备日益发展和运行时间的延长，发电机机组在运行过程中出现的振动问题也越发引起了人们的关注。
水电站水轮发电机机组振动问题一直是困扰着发电设备运行的一个重要技术问题。
振动问题的产生是由多种因素造成的，可能是机械结构设计不合理、零部件装配不到位、磨损严重等。
这些问题在发电机机组运行时会引起机械振动，进而引起更大范围的振动。
水电站水轮发电机机组振动问题不仅会影响设备的稳定运行，还可能导致设备的损坏和停机，给生产和运行带来不利影响。
对振动问题进行及时的分析和处理是至关重要的。
通过科学的分析方法和有效的处理措施，可以有效减少振动问题给发电机机组带来的损失，保障水电站设备的安全和稳定运行。
1.2 问题意义水电站水轮发电机机组振动问题是水电站运行中常见的一个重要问题。
振动问题的存在不仅影响了机组的正常运行，还可能对水电站设备和安全造成严重的危害。
深入研究水轮发电机机组振动问题的来源、危害、分析方法、处理方法和预防措施，对于提高水电站机组运行的稳定性和安全性具有重要的意义。
振动问题的存在会导致机组零部件的磨损和疲劳，缩短设备的使用寿命，增加运行维护成本。
振动问题还可能导致设备故障或事故，给水电站的安全运行带来严重隐患，甚至造成人员伤亡和财产损失。
针对水电站水轮发电机机组振动问题，需要通过科学的分析方法来确定振动问题的来源，及时发现并解决振动问题的根本原因。
针对不同的振动问题，需要采取相应的处理方法和预防措施，确保水电站机组的稳定运行。
1.3 研究目的研究目的是为了深入探讨水电站水轮发电机机组振动问题的成因和解决方法，为提高水电站的运行效率和安全性提供理论支持和实践指导。
通过对振动问题进行分析和处理，可以减少机组在运行过程中的损坏，延长机组的使用寿命，并减少维修和更换成本。
水轮发电机组振动故障分析探讨
水轮发电机组振动故障分析探讨本文从水轮发电机组振动故障的特点和原因分类、针对水轮发电机组出现振动故障原因的研究，以及水力发电机组振动故障消除方法这三个方面对水轮发电机组振动故障进行分析、阐述。
标签：水轮发电机组；振动故障；分析；探讨一、前言随着国家经济的不断发展，人们对于电力的需求也越来越大，为了更好地提供电力，许多的水流河域都进行了水力发电站的建设。
二、水轮发电机组振动故障的特点和原因分类1.水电机组振动故障的特点水力发电机组发生振动故障的诊断是开排除机组运行不正常的首要任务，也是水力发电机组最主要的故障之一，也是反映机组运行状态的重要指标，了解水电機级振动的特点就显得尤为重要。
其特点如下：（1）渐变性，发电机组振动故障的产生不是一蹴而就的，而是逐渐发展形成的，少有突然发生，基本上是从量变到质变的过程，只要了解了发电机组渐变这一特点，对于采用状态监测技术准确捕捉事故原因非常有利，有助于早期发现事故产生原因，对于早期防控有很大帮助。
（2）复杂性，水利发电机组振动故障产生的原因主要有三个，它们主要包括机械因素引起的故障、水力方面以及电气方面引起的故障，事故的产生可以是由单一因素引起的，也可是三个方面相互作用或相互联合而引起产生的，因此，发电机组振动故障的产生非常复杂。
这也就反映出一种故障在特征上是多因素共同作用的结果，故障和特征之间存在非一一对应映射关系；有时故障超标也有可能是不同故障的叠加，当然，某一发电机组故障还会引起几个部位不同程度产生振动。
2.振动故障原因分类水电机组的振动与一般动力机械的振动有所不同。
它除需考虑机组本身的转动和固定部分的振动外，尚需考虑作用于发电机的电磁力及水轮机过流部分的流体动压力对系统及其部件振动的影响。
在机组运转情况下流体一机械一电磁三部分是相互影响的，因此，水电机组的振动是电气、机械、流体耦合振动。
引起机组振动的原因有：（1）机械振动水电机组最常见的故障是振动故障，而机械振动最突出。
(完整word版)水轮发电机组的振动原因
水轮发电机组的振动原因非常复杂，主要有水力、机械、电气等三大方面的原因。
例如，水轮机组的干扰通常来自一些压力脉动，低频压力脉动尤其对稳定运行构成威胁，因为它们可以扩散至整个管路系统，从而引起水力共振,其频率通常为转轮旋转频率的0．2～3倍。
对于混流式水轮机，在非设计工况下运行时，转轮出口将产生强烈的涡带，从而导致尾水管流不稳定，是造成这类机组振动和出力摆动的最主要根源。
尾水管脉动是低频压力脉动中最遍、最具有代表性的现象。
尾水管中的水流脉动压力可使尾水管壁产生裂缝,严重的可使整块钢板剥落.振动的振级和频谱不仅取决于激振力或力矩的大小和频率,同时还与电机和它的各部件，以及使水轮发电机构成整体的联接件的自振频率和运行状态有关，与制造、安装质有关，也与运行条件有关。
在水轮机振动测试分析技术中，信号处理是水轮机振动测试分析成功与否的关键,其目的是提取设备中的振动特征信息，为准确分析振动原因提供依据.随着电力行业对水力机械设备安全、可靠性要求的不断提高，对振动分析提出了更高的要求，而传统的振动测试技术已满足不了对微弱振动特征信息的提取及非平稳信号特征提取的要求，而基于虚拟仪器的计算机处理技术为振动分析中这些难题的解决提供了友好的平台。
从振动发生的情况看，有的是水轮机本身的水力特性决定的，有的是由一些偶然因素作用产生的。
发电机是将水轮机的机械能转换为电能的装置，在转换过程中，由于某些方面设计、加工、安装或参数配合不当也会引起发电机的电磁振动.从结构上,水轮发电机组可以分成两大部分：转动部分和固定、支持部分。
它们中的任何一个存在机械缺陷时都可能引起机组振动.而这些缺陷可能是由设计、加工、安装等任何一个环节所引起。
常规情况下，机组有四大振动部件：上机架、下机架、顶盖、转动部分。
异常情况下还有其它部件，如定子铁心等。
水轮发电机组结构复杂，诱发故障的原因很多,依据干扰的不同形式，机组的振动可分为机械振动、电磁振动和水力振动三大类.1．机械振动机械振动系指振动中的干扰力来自机械部分的惯性力、摩擦力及其它力.引起振动的机械因素有：转子重量不平衡，机组轴线不正，导轴承缺陷等.机械振动主要有:大轴在法兰处对中不良,连接不紧或固定件松动而造成大轴有折线，从而引起的振动；机组转动部分因质量不平衡、弯承瓦间隙大或推力轴承的推力轴瓦不平和推力头松动等原因引起的振动。
水轮发电机组运行中的振动探究
水轮发电机组运行中的振动探究发表时间：2018-05-22T16:51:31.357Z 来源：《基层建设》2018年第4期作者：符兆静[导读] 摘要：在水轮发电机组运行期间，经常受到各种因素的影响，从而发生振动现象，这种振动现象的出现会损坏固定导叶和转轮结构，不利于水电站经济效益的提升，严重的情况下还会发生水电站安全事故。
中国水利水电第十一工程局有限公司河南郑州 450000 摘要：在水轮发电机组运行期间，经常受到各种因素的影响，从而发生振动现象，这种振动现象的出现会损坏固定导叶和转轮结构，不利于水电站经济效益的提升，严重的情况下还会发生水电站安全事故。
本文主要介绍了水轮发电机组振动情况，分析了水轮发电机组振动故障原因，并且提出了相应的振动问题处理对策，以此保证水轮发电机组运行的安全性。
关键词：水轮发电机组；振动问题；处理对策在水电站内，经常遇到的现象便是水轮发电机组振动情况，其中产生的主要原因是受设计、安装以及运行等环节的影响，从而产生一系列问题，使其在运行过程中发生不同程度的振动，如果振动现象过于剧烈或者幅度超出国家规定标准的时候，那么，便会对水轮发电机组正常运行产生一系列不良影响。
1电站概况某水电站整体库存是1230x103m³，其作为一个日调节水库，极端最高温度为37℃，最低温度是零下10℃，水电站最高海拔高度是1650m，从实际情况来看，平均含沙量是1.35kg/m³，这一电站装机的整体容量是58KW，一共包含4台混流式水轮发电机组，单机容量是15MW的2#、4#、1#和3#的单机容量是7kw。
该发电站水流发电机组主要是由悬吊式发电机和混流式水流机组件而成，摩擦剪切刚性连轴是水轮机的主轴，发电机一般是采取三相交流凸极式同步立轴悬垂式，这一发电机组的布置形式专门采取的是三支点布置形式。
在此基础上，还使用了主轴径向不接触间隙式密封装置以及转轮泵站结构等多种先进技术。
2水轮发电机组振动论述在水轮发电机组运行期间，机组振动通常是把水轮机当做主要的推动力，水能作用较大，可以有效激发水轮发电机组振动，同时，通过采取间接地方式，还可以保持机组振动情况。
水轮发电机振动判定的探讨
水轮发电机振动判定的探讨摘要：水轮发电机在启动时或运行中会出现发生振动，本文分析了水轮发电机组振动的危害和振动原因，并探讨了水轮发电机振动的判定及针对具体原因的处理措施。
关键词：危害；原因；判定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。
1 水轮发电机组振动的危害水轮发电机组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: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；引起零部件或焊缝的疲劳、形成并扩大裂缝甚至断裂；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。
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、间隙射流等。
水力不平衡具有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。
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。
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水轮发电机组振动标准的探讨一、概述水轮发电机组的振动由于其所具有机组在制造厂不能进行运行试验、各机组构造和支承条件各异的特点，设计单位和制造厂所编制的振动预测往往和机组的振动状态有着较大程度的差异。
多年来国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）也曾组织制定过相关规程，有关国家先后提出过若干提案，但至今都未形成正式的国际标准。
1. 目前，在国内外广泛使用于水轮发电机组的振动判断标准如表1。
表1二、国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）汇集各国、各知名标准化协会提案提炼的相关标准铸就了水轮发电机组振动测量、评判标准系列的基石1.ISO 10816-5（2000）《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》是目前最具权威性的轴承座振动评定标准之一（目前，ISO 10816已替代了ISO 2372 和ISO 3945）。
GB/T 6075.5-2002《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》实际上相当于ISO 10816-5（2000）的中译本，因此，完全可以GB/T 6075.5-2002替代国际标准化组织的相关标准ISO 10816-5（2000）。
相关的主要内容是：1）对轴承座绝对振动的测量，通常用惯性传感器测量振动速度V rms，单位为mm/s(对于300～1800r/min的中高速机组而言，低于300r/min机组建议测量振动位移S P-P，单位为μm)。
在支架振动响应可以忽略的情况下，也可将位移传感器固定在刚性支架上，直接测量振动位移S P-P。
2）上下导轴承座均支撑于基础上的立式机组，水轮机工况的推荐值参见表3、图1。
表3的推荐值参见表4、图2。
图1 上下导轴承座均支撑于基础上 图2上导轴承座支承于发电机定子上表3、4中表内区域划分应理解为：A 为优良，B 为合格，C 区为不宜持续运行而须采取补救措施，D 区则为振动严重足以损坏机组（参见附录2）。
4)泵工况和特殊运行工况的评价则缺乏足够的数据支持。
5）报警值在任何情况下均不得超过区域B 上限的1.25倍。
6）停机值一般不得超过区域C 上限值的1.25倍。
2.ISO 7919-5（2005）《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第5部分：水力发电厂和泵站机组》也是目前国际标准化组织的主要振动标准，GB/T 11348.5-2008 《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第5部分：水力发电厂和泵站机组》实际上相当于是ISO 7919-5（2005）的中译本。
1997年颁布的第一版ISO7919-5经数据库不断扩大， 2005年进行改版为第二版的ISO7919-5，国内对应标准GB/T 11348.5也于2008年相应进行了改版。
其中最大的变化即是将老标准的四个小分区A 、B 、C 、D 改为A-B 和C-D 两个大分区。
其相关的主要内容是： 1）本标准适用于各类水轮机带动的所有机组，而水泵水轮机转轴振动幅值可以比正常规定略高。
2）在水轮机稳态负荷运行工况下，机组振动的位移幅值测量评定标准参见图2（转轴测量平面内的最大相对振动位移值的推荐值S max ）、图3（转轴测量平面上的相对振动位移峰-峰值推荐值（S P -S P ）），S max 和（S P -S P ）的界定参见附录1（A/B/C/D 区域的划分、界定参见附录2）。
3）水轮机稳态负荷运行工况下的运行限值包括报警值和停机值，设置原则与ISO 10816-5（2000）（GB/T 6075.5-2002）相同。
4）如若转轴振动幅值变化大于区域B 上限的25%（特别重要的是监测转速频率和2倍转速频率），则 不管其值是增大或减小，均应采取措施查明振动改变的原因，必要是应采取相应措施。
5）泵工况和特殊运行工况则因数据缺乏尚无明确的振动评价准则。
X—最大工作转速，r/min；Y—转轴相对振动位移最大值，S max,μm。
图2 水力机器或机组测量面内转轴相对振动位移最大轴（S max）的推荐评价区域，适用于水轮机在合同许可的稳态流动区域运行X—最大工作转速，r/min；Y—转轴相对振动位移峰-峰值，（S P-S P）,μm。
图3 水力机器或机组转轴在测量方向上振动位移峰-峰值（S P-S P）的推荐评价区域，适用于水轮机在合同许可的稳态流动区域运行6）轴振动一般要求采用非接触式传感器(例如电涡流式传感器)测量轴相对于机壳的振动值或轴的绝对振动值（参见图4），或在轴振触头的上面安装一个惯性传感器速度计或加速度计这样可以直接测量转轴的绝对振动。
图4 振动分类3. ISO-IEC 20816-2016系将以上两个标准合二为一，并替换ISO 7919-5:2005 和ISO 10816-5:2000，已经合并及技术方面的修改主要变化是：1）ISO 20816规定整个振动值的区域划分为3个区域，定义如下：区域A-B：在这个振动幅度大范围内的机组被认为是可接受的不受限制长期运行。
区域C：需要对该区域中的振动值开展进一步调查，进行或采取一些补救措施以降低振动严重程度。
区域D：在该区和/或轴振动大于70%轴承径向冷态间隙的振动值已经非常严重，足以导致机器损坏，应立即采取措施查明高震级烈度的振动原因。
ISO 20816通过分析各类轴承座（支架）振动／主轴振动（摆度）数据库得到水轮机工况正常运行范围的中位数，列出了该中位数的1.6倍的限制值1和该中位数的2.5倍的限制值2推荐为其振动评定限制值。
设置报警值：在没有基准值的情况下，推荐设置的报警值初值为区域A-B/C 上限值。
如果已知基准值，报警值推荐设置在基准值之上20％作为初始值。
设置停机值：不得超出区域2 (c/D) 上限值的1.25倍或S p-p≤ 70%的冷状态轴承径向间隙。
上述限制值不适用于部分负荷和超负荷运行工况，开、停机工况，紧急停机工况、甩负荷工况，以及水泵零流量工况、水泵水轮机的制动工况和水泵断电工况等特殊运行工况和瞬态工况。
对于水泵水轮机泵工况运行时的主轴振动（摆度）和轴承座（支架）振动评价值，仅建议参考水轮机工况满负荷振动评价值。
4）如下表5、6分别对第三类（上部轴承支架固定在机坑基础上的立式机组）和第四类（上部轴承支架安装在发电机定子机座上的立式机组）的水轮机工况正常运行时主轴振动位移峰峰值和轴承座振动速度作了明确界定：表62016年11月1日，颁布了与ISO-IEC20816 ：2016 保持基本一致的最新的国家标准GB/T 32584-2016《水力发电厂和蓄能泵站机组机械振动的评定》。
四、ISO 和IEC 所接纳的相关水轮发电机组振动规程提案1. 最早而又比较完整的标准是由赖斯朋(T. C. Rathbone>于1939年为汽轮发电机组提出、拟定后也被用于水轮发电机组的振动评价，该标准所确定的基本眼则及表达方式一直为原来的其它标准所沿用。
2. 前苏联1963年的IEC TC4提案该提案是苏联（前）根据国内水轮发电机组运行状态，在测试分析和调查研究的基础上制定的主要用于导轴承和其他固定部件振动的标准，如图5所示。
1）导轴承振动该提案适用于发电机上、下导轴承和水导轴承在水平、直角两方向及垂直等三个方向，也适用于频率不超过50Hz 的振动幅值。
提案中的允许值包括连续运行和短时间的过渡过程值，对短时间过渡区的允许值没做专门规定。
该规程是以转轮直径为5m 为基础制定的。
非5 m 直径的D r 要按下式换算成其允许值。
55rD A A式中：A 5----5m 转轮直径的振动允许值； A--任意转轮直径的振动允许值。
图7中的右图为转轮直径为5m 时各种转速的振动评价关系，分不合格、合格、良和优4个评价区；左图为转轮直径不等于5m 时的换算图。
2)水轮机轴振动允许值（仅供参考） δ= △ + 2A MAX式中：△—水导双面间隙之和；2A MAX --水导轴承双幅振动允许值。
转速(r/min)水轮机转轮直径（m ）图5 苏联IEC TC4提案3) 运行条件① 无负荷励磁和无负荷有励磁时，转速n=100%n 0、115%n 0和120%n 0。
② 运行负荷为机组容量的25%、50%、75%和100%。
③ 过渡过程、起动、并网、负荷增加或减少时（25%、50%、75%、100%）以及负荷切断。
3.VDl 2056是德国工程师协会(Verein Deutscher Ingenieure ，简称VDI )按赖氏标准的原则修正拟定的，由于1SO 的推荐已经获得越来越广泛的用于评定各种机械轴承的振动水平。
1）Schwirzer 提案(1972)该提案综合了苏联提案中的水轮机部分、VDI 2056适合于转速≥428r/min 的相关内涵(两者在n=300r/min 以上的评价标准是一致的)，也融汇了日本东京电力、中部电力、北陆电力、关西电力和电源开发等5个公司的调查和分析。
Schwirzer 提案侧重考虑转速变化对允许值的影响，与IEC TC4相差不大，用于评价导轴承和其他固定部件振动。
如表7： 表72）VDl 2056-1979（G ）被延伸应用到水轮发电机组（其对l0Hz 以下的部分进行了线性修正的），参见图6-a 虚线部分。
VDI 2059-1979则是VDI2059 Blatt5的第二方案，它不仅适用于水力机械的轴振动评价（≥6Hz ），而且对水力机械的过渡过程的振动评价也是很重要的。
图6-b 引用了出现机率，图中A 线为适应所有工况的临界值，其出现机率为100%；B 线为短时间过渡过程的临界值，其出现机率为1～0.1% ；C 线为罕见的运行状态临界值，其出现机率为十万分之一。
图中S max 为轴轨迹最大振幅。
为此，各测点要测试相互垂直(水平面上)两方向的振幅值，再从中选出最大的振幅值。
由于VDI 系列标准相对于水轮发电机转速场的振动区域划分都是经过线性修正的，运用该系列标准是有一定局限性的。
315200125805031.52012.55(Hz)频率0458振动单振幅（μm )202540506096150210380600960150024003800转速(r/min)最大轴位移S m a x 单振幅（μm ）a) VDI 2056(G)b) VDI 2059-1979图6 西德工程师协会的VDI 标准4.路德（Rund ）提案(1980) 1）“出现机率（也称‘暴露率’）”的概念是美国的路德(F.O.Rund) 1972年首先提出的，其定义为：机组每年在暂态过程下运行时间之和与总时间之比。
2）Rund 提案则主要针对抽水蓄能电站机组在正常运行和过渡过程中的轴振动允许值而言，抽水蓄能电站在电力系统中大多担任峰荷，起动和停机频繁，且担任部分负荷、机组大轴的振动幅值增大的机会多，在考虑正常运行时的振动幅值的同时，也要通过控制振幅极限值出现机率来进行振动的评价。