注 振动值系指机组在过速运行以外的各种稳定运行工况下的双振幅值。
振动超标将引起机组零部件金属和焊缝中疲劳破坏区的形成和扩大，从而使之发生裂纹，甚至断裂损坏而报废。使机组各部位紧密连接部件松动，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，促使它们迅速损坏。加速机组转动部分的相互磨损，如大轴的剧烈摆动可使轮轴与轴瓦的温度升高，使轴承烧毁。发电机转子的过大振动会增加滑环与碳刷的磨损程度，并使炭刷冒火花。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。共振所引起的后果更严重，如机组设备和厂房的共振可使整个设备和厂房毁坏。振动原因:
(1)由于主轴弯曲或挠曲，推力轴承调整不良，轴承间隙过大，主轴法兰连接不紧和机组对中不准引起空载低转速时的振动。转轮等旋转件与静止件相碰而引起激烈振动并伴有声响。转动部分重量不平衡引起的，随速度上升振动增大而与负荷无关，特别是焊补转轮或更换桨叶后更容易发生，这类振动的特点是振动频率与水轮机转频一致。发电机上下机架及导轴承体横向振动的振幅与转速的平方成正比。因机械原因引起的振动，只要查清振动原因，采取相应的措施，如通过动平衡，调整轴线或调整轴瓦间隙等，就能消除。
(2)水轮发电机组的轴线不垂直或水轮机轴线与发电机轴线不同心，都会造成主轴摆度过大，过大的摆度将引起机组振动。因此在机组安装和检修中，要严格控制主轴摆度在安装规范的要求内。机组旋转大轴的几何中心线，称机组轴线。贯穿推力轴承镜板面中心的垂线，称机组旋转中心线。混流式机组中心线指发电机定子平均中心和水轮机固定止漏环平均中心的连线；轴流式、斜流式机组中心线主要指发电机定子平均中心和水轮机转轮室平均中心的连线。理想状态是三条线各自铅垂并基本重合，达到某一个规定偏差范围即认为合格。
(3)水轮发电机组转动系统的质量分布不均匀会引启机组振动，如果确定振动是质量分布不均匀引起的，必须在现场做动平衡试验加以校正。
(4)发电机定子和转子之间磁拉力不均匀会引起机组振动，如果确定振动是磁拉力不均匀引起的，应严格控制发电机定子三相不平衡电流的差值不超过运行规程的要求。如果振动仍不减轻，则应检查发电机气隙偏差是否超过安装规范的要求，气隙偏差超出规范时，应重新调整发电机转子的中心位置。
(5)水流对转轮的水力作用不均匀会引起机组振动。如果确定振动是水力作用不均匀引起的，应检查导叶尾部开口偏差和转轮叶片头部开口偏差是否超过水轮机制造规范规定的要求，开口偏差超出规范时，应用砂轮打磨使其趋向一致。转轮迷宫间隙不均匀将产生水力压力脉动，是引起水轮机振动的常见现象，机组安装或检修时，应严格控制迷宫间隙偏差不超过安装规范要求值。
(6)水轮机空腔气蚀会引起机组振动，如果确定振动是空腔汽蚀引起的，应避开汽蚀严重的运行区域或向尾水管补气。混流式水轮机在 30%～60% 额定负荷范围内运行，偏离最优工况时，尾水管中将出现涡带，由此引起水轮机振动，并伴有响声，强烈的涡带还可能引起厂房振动。若由涡带引起的尾水管中的低频压力脉动频率与引水管固有频率接近，则可能引起引水管强烈共振，如果压力脉动频率和水轮机的机频接近，则可能引起功率摆动。为此常在转轮出口附近的尾水管上部装十字架补气装置，或轴心补气。还有采取加长泄水锥或加同轴扩散形内层水管段。卡门涡列引起的振动。当水流流经非流线型障碍物时，在其后面尾流中分裂出一系列变态漩涡，即卡门涡列。这种涡列交替地做顺时针或反时针方向旋转。在其不断形成与消失过程中，会在垂直于主流方向引起交变的振动力。当卡门涡列的频率与叶片固有频率接近时，叶片动应力急剧增大，有时发出响声，甚至使叶片根部振裂。
(7)转轮止漏间隙不均匀引起的振动。为了减少高水头水轮机转轮的容积损失，通常采用梳齿形止漏装置。但当结构不合理或间隙过小时，即使主轴很小的偏心或止漏环少量的几何形状误差（如椭圆度、不均匀磨损等），都会引起间隙内压力的变化和波动。间隙大处其流速较小而压力较大，间隙小处则相反。因而造成间隙内的压力不均匀分布和侧向水推力，引起转轮偏心变大和振动。其振动频率与止漏环偏心运动的频率相同。实践证明，适当增大外止漏环间隙，可使转轮偏心运动对转轮背压和止漏间隙中压力的影响明显减弱，从而减小振动。
(8)冲击式水轮机尾水上涨引起的振动。正常运行时，冲击式水轮机的尾水位与转轮必须保持 2m 左右距离，尾水应无压流动，转轮必须在空气中运行。如果尾水渠壅水回溅到水斗上，扰乱水头与射流的正常流程，也会引起机组效率下降和振动。运行时处于转轮附近的空气，会被高速射流带走并从尾水渠中排出，机壳上的补气孔太小或冒水就有可能使尾水位抬高甚至淹没转轮，使尾水形成有压流动，不仅产生强烈振动，而且危及机组安全。引起水轮机振动增大的原因很多，也可能是几种原因同时作用造成的，在未找到原因前，应避开在振动区运行。
3.6.2.2 摆度值
在正常运行工况下，水轮发电机导轴承处测得轴的相对运行摆度值（双幅值）应不大于 75% 的轴承总间隙值。
3.6.2.3 噪声值
在水轮发电机盖板外缘上方垂直距离 1m 处测量的噪声水平，应符合下列值:
额定转速为 250r/min 及以下者不超过 80dB（A）；
额定转速高于 250r/min 者不超过 85dB（A）。
根据劳动卫生与职业健康方面的要求，夜班休息室噪声不能超过 55dB，集中控制室、中控室不能超过 60dB（机组段外）和 70dB（机组段内）。一般控制室和附属房间不能超过 70dB。作业场所和设备房间不能超过 80dB（每天连续接触噪声 8h）。
3.6.2.4 发电机允许温度
发电机定、转子绕组和铁芯的允许温度与所采用的绝缘材料等级和测温方法有关。发电机定子绕组通常采用 A 级绝缘，此时发电机定子温度不得超过 105℃；发电机的转子绕组通常采用 B 级绝缘，此时发电机转子温度不得超过 130℃。轴承温度:瓦体不超过 55℃，油温不超过 50℃。风洞:入口风温不得超过 40℃。
3.6.2.5 发电机电压的允许变化范围
发电机电压允许的最大变动范围:UN±10%。当发电机电压在额定电压的 ±5% 范围内变化时，允许发电机长期按额定功率运行。
3.6.2.6 发电机频率的允许变化范围
发电机频率允许的最大变动范围:（50±0.5）Hz。对于并网运行的发电机（绝大多数发电机采用此种运行方式）来说，频率主要由系统决定，目前系统频率的考核范围:（50±0.2）Hz。
3.6.2.7 发电机功率因数的允许变化范围
发电机的额定功率因数一般在 0.8～0.9 的范围内。发电机在运行过程中，其功率因数是随着有功功率和无功功率的变化而变化的，为了保证发电机的稳定运行，尽可能保证功率因数不超过 0.95。
3.6.3 水轮发电机启动试运行
水轮发电机组在安装或大修后正式投入运行前应先进行试运行。试运行的目的是对安装或检修质量以及机组及其相关附属设备的性能进行一次全面的动态检查和鉴定，只有通过试运行证明机组及其相关附属设备均合格后，才能投入正式运行。
3.6.3.1 启动试运行前的检查和试验
(1)水工部分的检查。包括各种阀门的检查和试验等。
(2)水轮发电机组及其附属系统或设备（如调速系统等）的检查、试验等。
(3)油、水、气等辅助系统的检查、试验和调整。
(4)电气一次系统的检查。
(5)电气二次系统的检查、试验。
(6)做好发电机空载试验等试验的接线和其他准备工作。
3.6.3.2 启动试运行的程序和要求
(1)充水试验与检查。对压力钢管引水的水电站，应对压力钢管进行充水试验。依次对压力钢管、水轮机蜗壳和尾水管等进行充水试验。在充水进行过程中和充水以后进行全面检查，检查各管道和阀门有无渗漏。
(2)机组空转运行。启动机组采用现场手动开机。操作调速器打开导叶使机组转动，逐步升速至额定转速。在升速过程中，应检查机组的振动情况、机组各部分的声音是否正常等。若发现异常情况应立即停机，将异常处理完毕后，再重新进行机组空转运行。
(3)机组空载试验。当机组空转运行正常后，进行发电机空载试验。空载试验由调试人员负责，运行人员配合。空载试验包括:
1)调速器空载试验。
2)励磁系统调整试验。
3)发电机空载特性试验。
4)电气回路试验检查等。
(4)机组带负荷试验。机组空载运行及各项试验合格后，进行带负荷试验。采用手动准同期方式将发电机并入电网。逐步增加负荷至 25% 额定功率并保持稳定，进行检查，检查项目如下:
1)检查相关表计的指示是否正确。
2)检查机组的振动是否正常。
3)检查机组各部分声音是否正常。
4)检查轴承、绕组等的温度有无超限。
5)检查相关配电装置有无放电现象。
6)在该负荷下稳定运行 0.5h 后，检查一次回路连接部分有无发热现象等。
若在 25% 额定功率时各项检查正常，则增加负荷至 50% 额定功率并保持稳定，重复上述检查。带负荷试验应按 25%、50%、75% 和 100% 额定功率四个阶段逐渐增加负荷。
(5)机组甩负荷试验。当机组带负荷稳定运行一定时间，且相关保护、自动装置等附属系统调试、试验都正常后，可进行甩负荷试验。甩负荷试验的目的:系统地检验机组在事故状态下的性能以及各种自动装置的动作正确性和灵敏性。甩负荷试验应分 25%、50%、75% 和 100% 额定功率四档进行。甩负荷试验应重点检查下列项目:
1)检查调速机构、导叶的位置是否正确。
2)检查发电机的励磁系统动作是否正确。
3)检查信号系统动作情况是否正常。
4)检查甩负荷后机组的紧固件、传动部件有无异常。
5)检查压力管道、主阀等有无异常，检查前池或调压井水位变幅、前池溢流等情况。
甩负荷试验过程中，当发现设备或自动装置失灵时，应立即进行手动操作，以保证机组的安全。
(6)机组 72h 试运行。最后，使机组在满负荷下连续运行 72h。72h 试运行的目的:在实际运行情况下检验机组性能和安装质量。72h 试运行必须做好满负荷、不间断运行，若因设备缺陷或安装质量等各种原因中途停机，则在处理完成后重新开始 72h 试运行，时间不累加。72h 试运行由安装单位负责，当试运行结束并合格后，即可移交生产管理部门。水轮发电机组在完成 72h 试运行并合格后，即可投入正常运行。
3.6.4 水轮发电机组的开停机
水轮发电机组的开停机操作较为频繁，目前基本实现自动程序控制。水轮发电机组（以下简称「机组」）自动程序控制的基本任务，是借助于自动化元件及装置，组成一个不间断进行的操作过程，代替生产过程中的所有手动操作，即实现机组调速操作系统和油、气、水辅助设备系统的逻辑控制和监视，从而实现单机生产流程的自动化。随着技术的发展和自动化水平的提高，除上述基本任务外，机组的自动程序控制还与水电站的成组调节装置、自动操作器、远动装置以及微型工业控制机等具有良好的接口，以实现整个水电站的综合自动化。就这个意义来说，机组自动程序控制也是实现全厂综合自动化的基础。各种水力机组的自动控制接线虽可能有许多差别，但其控制程序大体上是相同的。
1.机组润滑和冷却系统的投入
水轮发电机组一般设有推力轴承，上、下导轴承和水轮机导轴承。推力和上、下导轴承采用油润滑的巴氏合金轴瓦。水轮机导轴承有的采用油润滑的巴氏合金轴瓦，有的则采用水润滑的橡胶轴瓦。机组运转时，巴氏合金轴瓦因摩擦产生的热量靠轴承油盆内油冷却器的循环冷却水带走。采用橡胶轴瓦时，水不仅起润滑作用，同时也起冷却作用。由于结构和所用材料不同，两种轴承对自动化亦提出了不同的要求。
采用油润滑的巴氏合金轴承时，要求轴承油槽内的油位保持一定高度，且轴瓦的温度不应超过规定的允许值。如不正常则应自动发出相应的故障信号或事故停机信号。冷却水中断时不要求立即停机，只需发故障信号，以通知运行人员进行处理。为了节约用水，冷却水只在开机运转时才投入，其投入和切除由机组总冷却水电磁配压阀控制，轴承冷却水不单独设操作阀，这部分的自动化比较简单。
采用水润滑的橡胶轴承时，即使润滑水短时间中断，也会引起轴瓦温度急剧升高，导致轴承损坏，因此需要立即投入备用水，并发出相应的信号，如果备用润滑水电磁阀起动后仍然无水流，则经过一定时限（2～3s）后应作用于事故停机。
橡胶轴承润滑水自动操作接线见图 3.6.1。图中 1YDV 和 2YDV 分别为主、备用润滑水电磁配压阀，脚注「O」表示开启线圈，「C」表示关闭线圈。与 YDV0串联的接点 YDV1为机械联动动断接点（即电磁阀关闭时接通），与 YDVC串联的接点 YDV2为机械联动动合接点（即电磁阀开启时接通）。1KST7为开机继电器的接点，QF 为发电机出口断路器的辅助接点。BS1为水导轴承润滑水示流信号器的接点，1SB、2SB 为手动按钮。
开机时，开机继电器 1KST 动作，1KST7使 1YDV0励磁，打开总冷却润滑水电磁配压阀。机组运行过程中，断路器 QF 是投入的，其动合辅助接点闭合。如果主润滑水由于某种原因中断，则示流信号器 BS 返回，其动断接点 BS1接通，备用润滑水电磁配压阀 2YDV0励磁，备用润滑水电磁配压阀打开，同时发出故障信号，告知运行人员。若备用水 2YDV0开启后仍无水流，经 2～3s 延时后时间继电器 3K 动作，作用于机组事故停机。
加载中...
图 3.6.1 橡胶轴承润滑水自动操作接线
停机时，停机复归时间继电器 2KT 动作，并用其延时闭合的动合接点 2KT1使 1YDVC励磁，切除主润滑水。备用润滑水的切除靠手动按钮 2SB 来实现。
除了轴承需要冷却水外，为了将发电机内部所产生的热量带走，也需要冷却系统。发电机的冷却方式一般有两种:一种是空气冷却方式，通常采用密闭式自循环通风，即借助于在空气冷却器中循环的冷风带走发电机内部所产生的热量，而空气冷却器则靠循环的冷却水进行冷却。另一种是水内冷方式，经过处理的循环冷却水直接通入转子绕组、定子绕组的空心导线内部和铁芯中的冷却水管，将热量带走。发电机冷却系统对自动化的要求是保证冷却水的供应。
采用空气冷却方式时，冷却水由机组总冷却水电磁配压阀控制，开机时打开总冷却水控制阀，全部停机时关闭总冷却水控制阀。用示流信号器进行监视，中断时发故障信号，但不作用于事故停机。这部分接线与机组自动控制结合在一起。
发电机采用水内冷方式时，由于对冷却水的水质、水压和流量有严格的要求，故需单独设置供水系统。短时间的冷却水中断可能导致发电机温度急剧上升，因而对供水可靠性的要求要严格得多。一般有主、备用水源，可以互相切换，冷却水中断超过一定时限后要作用于事故停机。
机组与电力系统解列后，由于转子的巨大转动惯量储存着较大的机械能，故若不采取任何制动措施，则转子将需很长时间才能完全停下来。这样不仅延长了停机时间，而且使机组在较长时间内处于低速运转状态。机组低速运转对推力轴瓦润滑极为不利，有可能导致轴瓦在干摩擦或半干摩擦状态下运转。因此，有必要采取制动措施，以缩短停机时间。
通常采用的制动措施是，当机组转速下降到额定转速的 35% 左右时，用压缩空气顶起装设于发电机转子制动环下面的制动闸瓦，即对转子进行机械制动。其所以不在停机的同时就加闸，是为了减少闸瓦的磨损。在冲击式水轮发电机组上，一般则采用所谓水力制动的方法，即设专门的制动喷嘴，停机时打开制动喷嘴，将水流射到水斗的背面以进行制动，这样就可以在停机一开始就进行制动以缩短停机时间。近年来国内外亦有采用电气制动的，即停机时通过专用开关将与系统解列的发电机接入制动用的三相短路电阻，以实现电气制动。为了提高低转速时电气制动的效果（因为此时励磁机的电压很低，发电机短路电流很小，制动功率也很小），可将发电机的励磁绕组改由厂用电经整流后供给。电气制动不存在闸瓦磨损、发电机内部污染等问题，但制动较为复杂，且发电机绕组内部短路时不宜采用，还需机械制动作为备用，故目前还未广泛使用。
在设有所谓开、停机液压减载装置的机组上，由于在开、停机时起动高压油泵，将高压油注入推力轴瓦间隙中，故轴瓦即使在低转速时也有一定厚度的油膜，不会在半干（或干）摩擦状态下运行。此时，为了减轻制动闸瓦的磨损，可考虑在机组转速下降到额定转速的 10% 时再加制动，不过这样将延长停机时间。
机组转动部分完全静止后，应撤除制动，以便于下次机组启动。在停机过程中，如果导叶剪断销被剪断，有些导叶失去控制而处于全开位置，为了使机组能停下来，就不应撤除制动。
根据上述要求拟定的机组制动系统自动操作接线如图 3.6.2 所示。图中 YAV 为制动装置电磁空气阀，SA 为控制开关，1～2KSTP 为停机继电器，KAS9为事故停机继电器接点，2KT 为停机复归时间继电器，KST9为开机继电器接点，XGO9为导叶开度位置接点（导叶全关时闭合），BV(35%)为转速信号器接点（在 35% 额定转速以下才闭合）BC 为剪断销信号器（如被剪断，则其接点断开），BP 为压力信号器接点（当压缩空气进入制动闸管路时闭合）。
