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摘要：本文通过分析水电站水轮机组振动危害及其产生原因，提出了相关防治方法，采取限制流量降低汽蚀、尾管补气、加强轴承检测及修复过流部件的措施来进行综合处理，解决了振动过大、转动部件易磨损、发电效率不高等问题，使机组稳定性得到了很大的提高，保证了机组安全发电的运行。
关键词：水轮机；发电；避振措施；维护修复
振动对于水轮发电机组是极其严重的危害，它不但降低机组的工作效率，影响机组安全运作，还会加快损坏机组部件，导致事故的发生。由于水轮发电机组在运行中产生振动现象是不可避免的，所以如何解决处理发电机组振动故障是水电站必须面对的问题，下面通过对机组振动现象及其危害性的分析，讨论如何处理及预防水轮机振动。
1工程概况
某电站工程由大坝、压力引水隧洞、调压井、高压埋管、发电厂房、升压站及附属建筑物组成。一级水电站主要配合干渠引水发电，容量2×1250kW，水轮机型号为HL123-LJ-120，额定水头17.5m，单机额定流量7.5m3/s。
二级电站为引水式，容量1×2000kW，水轮机型号为HL220-WJ-84，额定水头46.6ｍ，额定流量5.39m3/s。该机组在调试期间出现了不同程度的振动问题。通过详细析机组振动故障的原因，并制定了调整处理方案，经治理后彻底消除了该机组的振动故障。
2机组振动分析
2.1机组振动的危害性
对水轮发电机组而言，振动是旋转机械不可避免的现象。振动除了使机组效率降低，还会带来一系列危害，甚至会威胁机组的正常运行和安全，主要表现在以下几个方面：
1）机组振动会造成某些部件的有害弹性变形和塑性变形，使一些零部件材料发生疲劳、裂纹及断裂，引起机组零部件金属焊缝中疲劳破坏区的形成和扩大，使之发生裂纹甚至断裂损坏而报废。
2）振动使机组各部位紧固连接部件松动，导致这些紧固件本身的断裂，加剧其连接部分的振动，促使它们迅速损坏。
3）振动加重机组转动部件之间的相互磨损。
4）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。
5）振动导致机组出力不足，运行范围缩小，寿命缩短。
6）振动也可引起机组基础厂房构件和引水压力钢管等的共振，有时会酿成严重事故，可能使整个设备和厂房毁坏。
7）过大的振动不仅导致机组运行参数的波动，影响机组的负荷分配及供电质量，缩短机组的使用寿命，危及电站安全运行和电力系统的经济运行。
2.2机组振动原因
造成水轮发电机组振动的原因很多而且复杂，机组振动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。因此，一般将引起水轮机组振动的原因分为电磁、机械、水力三个方面。
1）电磁引起的振动。主要由发电机电磁不平衡引起，常见的有转子磁极`线圈层间短路、励磁回路两点接地、空气间隙不均匀、定子三相不平衡等。切除励磁电流，空载运行如振动消失，证明是电磁方面引起的震动。
2）机械引起的振动。主要有转动部分重量不平衡、机组轴不正、主轴联结不同心、轴承缺陷、推力或导轴承调整不当，以及静、转部分偏磨等。
3）水力引起的振动。如尾水管中涡带引起振动、机组偏离最佳运行工况区运行、止漏环间隙不均、蜗壳及导叶引水不均的转轮进口水流冲击、卡门涡列、空腔汽蚀、间隙射流等。将机组改调相如振动消失就是水力振动，如不消失即为机械振动。
3机组振动防治方法
3.1避振运行
为满足经济运行要求，应避开各台机组出现振动和空蚀的运行范围。一级电站主要结合灌溉引水发电，水头、流量变幅大，最高水头22m，最低水头12m，灌溉期间为中、低水头，小流量用水较多。在这种情况下，运行主要以减小汽蚀和机组振动为主，降低机组故障率。对一级电站历史运行资料进行了整理，找出了不同水头下机组单机运行的最小流量及当时运行工况。同时结合HL123-LJ-120型水轮机运转特性曲线，为了确保安全，降低汽蚀，减轻机组振动，单机运行最小流量应限制在4.5m3/s以上。水轮机导叶开度达到一定程度后，导叶开度再继续增大，而功率变化量不大，导叶开度的增大反而破坏蜗壳中进水流态，加重汽蚀，使机组振动加剧。结合实际运行及水轮机运转特性曲线，导叶开度达到88%时，不再增加开度，以减轻汽蚀和振动。
二级电站主要以水库弃水发电，水头变幅不大。运行记录表明当导叶开度低于40%时，振动明显，噪音增大。同时导叶开度超过85%时，再继续增大，功率变化量不大，而机组振动加剧。结合实际运行及HL220-WJ-84水轮机运转特性曲线，导叶开度限制在40%～85%之间运行，以减轻汽蚀和振动。
3.2尾水管适时适量补气
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，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。涡带压力脉动对机组运行的影响主要在于振动、摆度、功率摆动及其它附加影响。小水电站一般采用尾水管补气来减少尾水管的涡带压力脉动，补气效果的关键在于自然补气的补气量。水轮机尾水管真空度数值大，空蚀影响也大，数值小，水能得不到充分利用。
水电站机组偏离最佳运行工况（一般是40%～70%的额定工况）时，运行人员定时监测尾水管真空表数值，当真空度超过规定值时，调节补气短管阀门开度，控制进气量的大小，使真空度维持在一定的数值。根据经验，在海拔1000m以下地区，尾水管真空度数值一般以13.33～20kPa为宜。机组在高负荷状态下补气会导致效率下降，此时关闭补气阀停止补气，通过尾水管适量补气可降低尾水管涡带脉动压力，减轻机组振动。补气运行中应注意真空度不能太低，以免造成水能过量损失。
3.3加强轴承维护
推力轴承存在缺陷，如推力头与轴配合不严密、卡环不均匀压缩、推力头与镜板间的垫变形或破坏等都会使机组的轴发生变化，致使运行中大轴摆度忽大忽小，呈不稳定状态。当导轴瓦间隙不均匀、轴瓦及螺栓松动、轴承润滑及冷却不良、轴承与固定止漏环不同心等都会发生干摩擦，引起机组的横向振动。轴线不符合要求和轴承缺陷引起的振动，通常与机组的转速和出力相关，转速提高、出力加大时振动更严重。电站在检修中注意机组轴线对正，将主轴旋转中心线调到机组中心线上作为主要质量标准，若轴线与机组中心线产生较大差值，会对机组的安全、稳定运行十分不利。机组调整中心同推力瓦受力调整配合进行。调整推力瓦受力时，要使转轮位于转轮室中心，并使各推力瓦受力均匀。调整导轴承间隙值大小，使电机轴法兰、导轴承轴颈、集电环等各部件摆度符合规范要求。运行中加强轴承监测，发现问题及时处理，防止由于推力轴承和导轴承存在缺陷造成机组较大的振动或故障。
3.4注重过流部件修复
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，如果导水叶叶片、流道的形状与尺寸差别较大，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。其次当水流绕流叶片时的卡门涡列可造成水轮机固定导叶、活动导叶和转轮叶片的共振，发生共振时除噪声大外，叶片的动应力也很大，加上其频率很高，极容易使水轮机发生疲劳甚至断裂。此外水流通过水轮机时的空腔汽蚀、间隙射流等也会产生强烈振动和噪音。
在水电站的检修中，注重过流部件的修复，导叶间隙调整注意间隙大小均匀及导叶片表面粗糙度，使导叶叶道流速分布均匀，以减轻压力脉动。转轮汽蚀补焊修复注重叶片出水边的厚度、叶型曲线及轮叶表粗糙度，以降低空蚀及涡列引起的振动。
4振动防治效果
水电站应根据站内各台机组振动的不同特点，确定各自不同但经济合理的防治方案。一级电站振动防治方案以避振运行、检修中加强轴瓦维护为主，其它为辅助方法。二级电站振动防治方案以避振运行、机组偏离最佳运行工况时尾水管适时适量补气、检修中注重过流部件修复为主，其它为辅助方法。自电站对机组振动进行综合防治以来，机组振动强度降低，大轴摆度符合要求，转轮等过流部件检修周期内汽蚀程度降低，机组噪音减弱，运行工况良好，延长了大修周期，降低了运行成本，达到预期效果。
5结语
总之，为做好水轮发电机振动的防治工作，就必须根据水轮机的实际振动情况，将引起水轮机组振动原因大致分为电力、水力、机械三方面的因素来研究，分析振动发生的原因，振动的特性，为水电厂生产管理、运行、检修人员提供参考意见，从而制定出相应的预防和消振措施。
参考文献：
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[2]夏明军.水轮发电机振动判定的探讨[J].赤子.2012（13）