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摘要：众所周知，水轮发电机组内部常常会因为各种原因而出现振动，这种振动现象的破坏能力是非常强的，轻则会造成机组结构的疲劳破坏，重则引起整个机组的共振，破坏固定导叶和转轮结构，从而降低水电站的经济效益，甚至威胁水电站运行的安全性和稳定性。所以，深人探究引起水轮发电机组振动的原因至关重要，同时这也是目前流体动力领域内非常值得研究的课题之一。基于此，本文对水电站水轮发电机机组振动问题进行了分析，以供相关人员的参考。
关键词：水电站;水轮发电机;机组振动
引言
水轮发电机机组在工作中振动不仅会对某些部件造成弹性形变或塑性形变，从而使部件出现裂纹、断裂等现象，还会造成发电机组部件之间的连接部件出现松动现象，缩短各部件的使用寿命，因此为了有效提高发電机机组的工作效率和各部件的使用年限，相关工作人员需要不断改进发电机机组振动问题的处理方法。
1 水轮发电机组振动原理
在机组运转的状态下，在水轮机作为其原动力的前提下，水能的作用能够直接有效激发水轮发电机组振动，还能够间接维持机组振动。流体、机械、电磁三者是相互影响相互作用的，由于气隙在不对称的状态下，由于发电机定子与转子之间的磁拉力不平衡的情况，当流体激起机组转动部分振动时会造成机组的振动，而发电机的磁场和水轮机的水流流场也会受到转动部分的运动状态的影响。
2 水轮发电机组振动故障特点
振动故障的特点具体有如下三点：①渐变性。根据GB/T7894-2009中的规定，水轮发电机组的转速不会很高，明显要低于其他旋转机械。因此机组故障的发展具有渐变性，很少发生突发恶性事故。这个特性一般随着水轮发电机转速的不断增加，振动会有明显变化，可以通过专门振动仪对机组进行实时状态监测，事前捕捉故障预兆，提早防范事故发生。②复杂多样性。水轮发电机组的振动受到机械、电磁、水力三种因素影响，而且这三者之间还存在相互影响。这就使机组振动机理复杂，相关故障的振源分析困难，难以通过直接、简便的诊断方式发掘出故障的主导原因。③不规则性。水电站受到具体设计、施工、地质环境和经济投资情况等多方面的影响，不同水电站的情况都不相同。这种不规则性导致了通用型故障诊断系统的设计难以满足水电站的实际需要，需要专门针对各大类水电站进行专门开发。
3 水轮发电机组振动故障成因
3.1 机械因素
（1）主轴的刚度或者直径不够，轴承之间具有较大的间隙等原因都可能导致机组振动，同时机组的负荷变化也会严重影响到机组的振幅。（2）机组转动部分的结构不平衡，或者工艺质量不高，没达到标准要求也会使机组产生振动。这种情况下，当机组的转速变大时，机组振幅也会变大。（3）紧固件松动、水轮发电机组未能中心对称以及轴线弯折等情况出现时，水轮发电机组会在低负荷以及空载时出现很明显的振动现象。（4）机组内的转动部件和固定部件之间因为摩擦而产生振动，这种振动现象的振幅较大，同时伴随着撞击的声音。
3.2 水力振动
水力振动大致可以分为由尾水管涡带引起的振动、卡尔门涡列引起的振动、狭锋射流引发的振动、协联关系不正确引发的振动等。（1）尾水管涡带引起的振动。当水轮发电机组的工作的实际负荷与设计负荷相一致的时候，转轮流出的水流方向才会与轴承的转向相同。实际负荷大于或者小于设计负荷都有可能引起尾水管里面压力脉动，这个脉动的频率f等于水轮机转轮转速n除以经验值Z，再除以60。其中的经验值Z一般为3～4，偶尔取到1～5。频率的值以及其幅度会根据发电机组的工作状况而做出相应的改变。当尾水管内的压力脉动频率值与过水系统水压脉动频率值相似时，水轮发电机组整个过流系统的水压脉动就会不断地变强，发电机组产生振动;假如水轮发电机组在“飞逸”泄水的工作状态下，水轮发电机的尾水管进水的地方，就会因为水流的冲击而产生更大的压力脉动，从而导致水轮发电机组的振动超出标准。（2）卡尔门涡列引起的振动。卡尔门涡列即当水轮发电机组的转轮叶片和导叶在大冲角或者在尾部不平滑的出水边上时，在水流绕流叶片的上表面和下表面，边界层因为脱流而在绕流物后面出现的漩涡。假如水轮发电机组的叶片、导叶以及固定导叶出现振动，其原因很有可能就是卡门涡列的形成。卡尔门涡列引起的振动的振动频率f等于斯特劳哈系数Sr乘以绕流流速V，再除以板厚或者圆柱体直径d。其中斯特劳哈系数Sr一般的取值范围为0.20～0.27。（3）狭锋射流引发的振动。狭锋射流即在轴流式水轮发电机组中，转轮叶片的外边缘与内壁之间，会由于转轮叶片的工作面与背面之间的流体压力差，而出现一股射流，这股射流具有高速、低压的特点。转轮在转动过程中，随着转轮叶片的转动，转室的内壁受到的流体压力会变化，一会儿高，一会儿低，就容易使水轮机组发生振动。并且狭锋射流引发的振动的振动频率f等于水轮机叶片数Z1与水轮机转速n的乘积除以60。其中水轮机叶片数一般为6片。
3.3 电气因素
（l）发电机转动部件在转动过程中可能会受到很多不平衡力，比如定转子之间不均匀的空气隙所引起的作用力。这种情况下，上机架的振动状况会比较显著，同时振动的幅度也会随励磁电流的变化而发生变化。（2）发电机定子绕组内部所形成的谐波会产生磁拉力，然而小波数的磁拉力很容易使得定子产生振动。这种振动现象同样会在上机架处更为显著，且振幅随定子电流成正比例变化。（3）定子铁芯出现松动也会使机组产生振动现象，转子的转速对振动的强弱影响较为明显，通常情况下，机组振动频率一般为电流频率的双倍。（4）如果在安装时未能良好的固定定子绕组，那么当电气负荷和电磁负荷较高时，机组也很容易产生振动现象。
4 水电站水轮发电机机组振动问题的处理措施分析
4.1 注意对过流部件检测
水力发电机机组在工作中，水流通过压力管、蜗壳及导水叶形成环量，最终激发转轮旋转。在此过程中维护人员需要对流道、蜗壳、导水叶、出水流量等进行检查，避免转轮因为水流冲向转轮的水流不对称，造成水力不平衡而引起转轮运行过程中振动。同时维护人员还需要加强对转轮进行检查，尤其是转轮叶片是否出现断裂或叶片中卡有影响过流的物体，避免当水流不平稳而引起振动，避免出现因振动而导致水轮机出现疲劳或断裂。除此之外，还需要加强对发电机组各部件之间的检查工作，及时发现潜在的问题，并进行处理，将问题消灭在萌芽之中，严格按照规程要求，定期对设备进行检查、维护、保养及检修，是及时发现和消除机组振动问题不可缺少的重要手段。与此同时，水电站还要加强运行人员及维护人员的技术培训与学习，以此提高自身专业素质，在遇见一些问题时能够及时作出正确的分析处理，有效降低水电站因为设备问题而造成的损失，要重点学习水电站水轮机组振动问题的分析和处理方法，培养一线人员听、看、嗅、摸早期研判的能力。，从而降低机组振动对水电站发电造成的影响。 4.2 加强对轴承进行维护
推力轴承存在缺陷也是造成水轮发电机机组振动的主要因素，当机组中的推力头与轴之间存在配合不严密，或者由于卡环不均匀而引起压缩垫出现破坏等，都会引起机组轴发生变化，造成运行中的大轴出现不稳定状态，同时导轴瓦间隙不均匀、轴承润滑和冷却不良以及轴承与固定止漏环安装出现不同心等现象也会增加机组的横向振动。为了有效降低机组发电机机组振动，相关维护人员需要加强对以上部件的检查，及时发现问题并做好维修工作，对此需要做到以下几点：第一，定期检查水轮发电机机组轴线对正情况，同时将主轴旋转中心线调至机组中心线上，如果在检查中发现轴线与机组中心线出现偏差较大时，则会对机组的安全与稳定造成影响，因此维护人员需要及时进行检查和维护;第二，维护人员在调整推力瓦受力过程中，需要将转轮位于转轮室中心，同时保证各推力瓦受力均匀，从而有效提高发电机组的稳定性;第三，维护人员在调整轴承间隙值过程中，需要保证电机轴、导轴承轴颈、集电环等符合要求，并在检修过程中需要按时进行轴承检测，若出现异常现象则需要及时进行有效处理，避免因为推力轴、导轴承等存在缺陷而造成机组振动增加，影响发电机机组正常运行。
5 水轮发电机组振动处理实例
5.1 工程概况
磨子潭水电站1号机组，水轮机型号为HLA551-LJ-228，发电机型号SF22-24/5500，，定子铁心直径5500mm，额定出力22000kW，采用风冷却的方式进行冷却。2019年4月，在磨子潭水电站1号机组增容改造后的首次启动运行过程中，发电机上机架振动幅度较大，最大径向振幅大0.2mm以上，且随着发电机转速的不断提升，发电机上机架振幅不断增大。通过对振动特点以及振动问题产生原因进行详细探究，制定出解决振动的方案。
5.2 振动原因分析
通过对磨子潭水电站1号机组振动特征进行研究分析可以得出，一是发电机的振动幅度随着发电机转速的变化而变化，而且在振动幅度较大，严重影响机组的正常运行;二是发电机运行时首次启动运行，可以排除因电磁力不平衡而引起的振动;三、检查排除轴瓦间隙调整不符合要求，出现轴瓦间隙一边偏大，轴线在发电机旋转中心不断摇摆而引起振动，四、检查推力头卡环有间隙，机组水平出现问题而引起机组振动。五，检查水轮机流道及转轮，因增容改造时间较长，流道内是否出现有加大物体，引起水力不平衡导致机组振动;六、检查导水叶破断销是否断裂，引起水力不平衡而导致机组振动等等。针对上述问题，组织人员一一排查，查出引起振动的原因，从易到难的检查，确定导水叶破断销完好无损，轴瓦间隙符合规范要求，推力头卡环无间隙，转轮及流道没有较大异物，同时检查了转轮迷宫环间隙都在合格范围内。经过全方位的排查摸索确定，引起振动的主要原因为发电机转子动不平衡而引起振动。当然，振动也会因为转轮选型存在问题导致水力不平衡，尾水管真空过大而且引起。从现场实际情况来看，排查振动原因的原则还是从易到难，也就是先排除因发电机转子动不平衡而引起的振动，再排除因水力不平衡而引起的振动，直至振动振幅在合格范围内。
5.3 处理措施
通过水轮发电机组动不平衡测量仪进行检测，并通过数据分析，确定发电机转子最大不平衡点方位。（1） 根据实践经验，在发电机转子轮辐引出线的对称方位第一次试加配重块，配重块重量按照规范计算配加30kg，按照要求在第一次试加的位置附近各试加二次，重量相同。（2）通过三次试加配重块，最终确定转子不平衡方位及不平衡量，经计算不平衡量为110kg，方位在转子引出线对称方向的三个磁极位置。（3）进行实际配重。在转子引线对称位置配重90kg，启动机组测量振动值为0.1mm，振动振幅值减少50%以上，与标准不大于0.06mm有差距，继续根据振动值，在引出线对称相邻磁极位置再增加30kg的配重块，在启动机组测得振动，振动幅度为0.045mm.符合规范要求。机组运行振动、摆度都在合格范围内。（4）机组空转到空载，再到带负荷、满负荷运行，各项参数指标都满足规范要求，机组轴瓦温度及摆度都符合规范要求。通过采用上述措施，该水轮发电机组达了到正常运行状态，并且没有发生振动问题。
综上所述，为了有效降低水电站水轮发电机机组振动现象，工作人员需要对各部件安装质量进行严格控制，严格按照质量标准进行施工，确保水轮发电机組正常运行。通过对上文分析可见，在降低发电机组振动中需要控制水轮发电机的出力，除了正常运行外，尽可能避开水轮发电机非正常工况下运行，同时加强水轮发电机组运行过程中巡回检查，发现问题及时处理，确保设备正常运行;因此水电站水轮机发电机机组振动问题，成因复杂多样，现有检测手段有限，分析研判难度很大，只有找准原因，才能进行有效处理。本文所介绍的方法、特别是处理实例，能够应用到水电站水轮发电机组安装和运行维护中来，对解决水轮发电机组的振动问题很有帮助，仅供同行考鉴。
参考文献：
[1] 王玲花.水轮发电机组振动及分析[M].郑州：黄河水利出版社，2011.
[2] 黄长征，李锦.水轮发电机组振动技术研究[J].韶关学院学报，2013，（12）.
[3] 刘华庚.浅析水轮发电机组振动的原因及危害[J].甘肃科技，2012，26（7）.
[4] 刘元秀.水轮发电机组运行中的振动分析[J].四川水力发电，2013（06）：141～145.
[5] 邵永斌.水轮发电机组振动分析及处理[J].电站系统工程，2010（04）：71～72.
[6] 兰富.水轮发电机组在实际运行中的振动及处理[J].四川水力发电，2010（04）：117～118.
关键词：水电站;水轮发电机;机组振动
引言
水轮发电机机组在工作中振动不仅会对某些部件造成弹性形变或塑性形变，从而使部件出现裂纹、断裂等现象，还会造成发电机组部件之间的连接部件出现松动现象，缩短各部件的使用寿命，因此为了有效提高发電机机组的工作效率和各部件的使用年限，相关工作人员需要不断改进发电机机组振动问题的处理方法。
1 水轮发电机组振动原理
在机组运转的状态下，在水轮机作为其原动力的前提下，水能的作用能够直接有效激发水轮发电机组振动，还能够间接维持机组振动。流体、机械、电磁三者是相互影响相互作用的，由于气隙在不对称的状态下，由于发电机定子与转子之间的磁拉力不平衡的情况，当流体激起机组转动部分振动时会造成机组的振动，而发电机的磁场和水轮机的水流流场也会受到转动部分的运动状态的影响。
2 水轮发电机组振动故障特点
振动故障的特点具体有如下三点：①渐变性。根据GB/T7894-2009中的规定，水轮发电机组的转速不会很高，明显要低于其他旋转机械。因此机组故障的发展具有渐变性，很少发生突发恶性事故。这个特性一般随着水轮发电机转速的不断增加，振动会有明显变化，可以通过专门振动仪对机组进行实时状态监测，事前捕捉故障预兆，提早防范事故发生。②复杂多样性。水轮发电机组的振动受到机械、电磁、水力三种因素影响，而且这三者之间还存在相互影响。这就使机组振动机理复杂，相关故障的振源分析困难，难以通过直接、简便的诊断方式发掘出故障的主导原因。③不规则性。水电站受到具体设计、施工、地质环境和经济投资情况等多方面的影响，不同水电站的情况都不相同。这种不规则性导致了通用型故障诊断系统的设计难以满足水电站的实际需要，需要专门针对各大类水电站进行专门开发。
3 水轮发电机组振动故障成因
3.1 机械因素
（1）主轴的刚度或者直径不够，轴承之间具有较大的间隙等原因都可能导致机组振动，同时机组的负荷变化也会严重影响到机组的振幅。（2）机组转动部分的结构不平衡，或者工艺质量不高，没达到标准要求也会使机组产生振动。这种情况下，当机组的转速变大时，机组振幅也会变大。（3）紧固件松动、水轮发电机组未能中心对称以及轴线弯折等情况出现时，水轮发电机组会在低负荷以及空载时出现很明显的振动现象。（4）机组内的转动部件和固定部件之间因为摩擦而产生振动，这种振动现象的振幅较大，同时伴随着撞击的声音。
3.2 水力振动
水力振动大致可以分为由尾水管涡带引起的振动、卡尔门涡列引起的振动、狭锋射流引发的振动、协联关系不正确引发的振动等。（1）尾水管涡带引起的振动。当水轮发电机组的工作的实际负荷与设计负荷相一致的时候，转轮流出的水流方向才会与轴承的转向相同。实际负荷大于或者小于设计负荷都有可能引起尾水管里面压力脉动，这个脉动的频率f等于水轮机转轮转速n除以经验值Z，再除以60。其中的经验值Z一般为3～4，偶尔取到1～5。频率的值以及其幅度会根据发电机组的工作状况而做出相应的改变。当尾水管内的压力脉动频率值与过水系统水压脉动频率值相似时，水轮发电机组整个过流系统的水压脉动就会不断地变强，发电机组产生振动;假如水轮发电机组在“飞逸”泄水的工作状态下，水轮发电机的尾水管进水的地方，就会因为水流的冲击而产生更大的压力脉动，从而导致水轮发电机组的振动超出标准。（2）卡尔门涡列引起的振动。卡尔门涡列即当水轮发电机组的转轮叶片和导叶在大冲角或者在尾部不平滑的出水边上时，在水流绕流叶片的上表面和下表面，边界层因为脱流而在绕流物后面出现的漩涡。假如水轮发电机组的叶片、导叶以及固定导叶出现振动，其原因很有可能就是卡门涡列的形成。卡尔门涡列引起的振动的振动频率f等于斯特劳哈系数Sr乘以绕流流速V，再除以板厚或者圆柱体直径d。其中斯特劳哈系数Sr一般的取值范围为0.20～0.27。（3）狭锋射流引发的振动。狭锋射流即在轴流式水轮发电机组中，转轮叶片的外边缘与内壁之间，会由于转轮叶片的工作面与背面之间的流体压力差，而出现一股射流，这股射流具有高速、低压的特点。转轮在转动过程中，随着转轮叶片的转动，转室的内壁受到的流体压力会变化，一会儿高，一会儿低，就容易使水轮机组发生振动。并且狭锋射流引发的振动的振动频率f等于水轮机叶片数Z1与水轮机转速n的乘积除以60。其中水轮机叶片数一般为6片。
3.3 电气因素
（l）发电机转动部件在转动过程中可能会受到很多不平衡力，比如定转子之间不均匀的空气隙所引起的作用力。这种情况下，上机架的振动状况会比较显著，同时振动的幅度也会随励磁电流的变化而发生变化。（2）发电机定子绕组内部所形成的谐波会产生磁拉力，然而小波数的磁拉力很容易使得定子产生振动。这种振动现象同样会在上机架处更为显著，且振幅随定子电流成正比例变化。（3）定子铁芯出现松动也会使机组产生振动现象，转子的转速对振动的强弱影响较为明显，通常情况下，机组振动频率一般为电流频率的双倍。（4）如果在安装时未能良好的固定定子绕组，那么当电气负荷和电磁负荷较高时，机组也很容易产生振动现象。
4 水电站水轮发电机机组振动问题的处理措施分析
4.1 注意对过流部件检测
水力发电机机组在工作中，水流通过压力管、蜗壳及导水叶形成环量，最终激发转轮旋转。在此过程中维护人员需要对流道、蜗壳、导水叶、出水流量等进行检查，避免转轮因为水流冲向转轮的水流不对称，造成水力不平衡而引起转轮运行过程中振动。同时维护人员还需要加强对转轮进行检查，尤其是转轮叶片是否出现断裂或叶片中卡有影响过流的物体，避免当水流不平稳而引起振动，避免出现因振动而导致水轮机出现疲劳或断裂。除此之外，还需要加强对发电机组各部件之间的检查工作，及时发现潜在的问题，并进行处理，将问题消灭在萌芽之中，严格按照规程要求，定期对设备进行检查、维护、保养及检修，是及时发现和消除机组振动问题不可缺少的重要手段。与此同时，水电站还要加强运行人员及维护人员的技术培训与学习，以此提高自身专业素质，在遇见一些问题时能够及时作出正确的分析处理，有效降低水电站因为设备问题而造成的损失，要重点学习水电站水轮机组振动问题的分析和处理方法，培养一线人员听、看、嗅、摸早期研判的能力。，从而降低机组振动对水电站发电造成的影响。 4.2 加强对轴承进行维护
推力轴承存在缺陷也是造成水轮发电机机组振动的主要因素，当机组中的推力头与轴之间存在配合不严密，或者由于卡环不均匀而引起压缩垫出现破坏等，都会引起机组轴发生变化，造成运行中的大轴出现不稳定状态，同时导轴瓦间隙不均匀、轴承润滑和冷却不良以及轴承与固定止漏环安装出现不同心等现象也会增加机组的横向振动。为了有效降低机组发电机机组振动，相关维护人员需要加强对以上部件的检查，及时发现问题并做好维修工作，对此需要做到以下几点：第一，定期检查水轮发电机机组轴线对正情况，同时将主轴旋转中心线调至机组中心线上，如果在检查中发现轴线与机组中心线出现偏差较大时，则会对机组的安全与稳定造成影响，因此维护人员需要及时进行检查和维护;第二，维护人员在调整推力瓦受力过程中，需要将转轮位于转轮室中心，同时保证各推力瓦受力均匀，从而有效提高发电机组的稳定性;第三，维护人员在调整轴承间隙值过程中，需要保证电机轴、导轴承轴颈、集电环等符合要求，并在检修过程中需要按时进行轴承检测，若出现异常现象则需要及时进行有效处理，避免因为推力轴、导轴承等存在缺陷而造成机组振动增加，影响发电机机组正常运行。
5 水轮发电机组振动处理实例
5.1 工程概况
磨子潭水电站1号机组，水轮机型号为HLA551-LJ-228，发电机型号SF22-24/5500，，定子铁心直径5500mm，额定出力22000kW，采用风冷却的方式进行冷却。2019年4月，在磨子潭水电站1号机组增容改造后的首次启动运行过程中，发电机上机架振动幅度较大，最大径向振幅大0.2mm以上，且随着发电机转速的不断提升，发电机上机架振幅不断增大。通过对振动特点以及振动问题产生原因进行详细探究，制定出解决振动的方案。
5.2 振动原因分析
通过对磨子潭水电站1号机组振动特征进行研究分析可以得出，一是发电机的振动幅度随着发电机转速的变化而变化，而且在振动幅度较大，严重影响机组的正常运行;二是发电机运行时首次启动运行，可以排除因电磁力不平衡而引起的振动;三、检查排除轴瓦间隙调整不符合要求，出现轴瓦间隙一边偏大，轴线在发电机旋转中心不断摇摆而引起振动，四、检查推力头卡环有间隙，机组水平出现问题而引起机组振动。五，检查水轮机流道及转轮，因增容改造时间较长，流道内是否出现有加大物体，引起水力不平衡导致机组振动;六、检查导水叶破断销是否断裂，引起水力不平衡而导致机组振动等等。针对上述问题，组织人员一一排查，查出引起振动的原因，从易到难的检查，确定导水叶破断销完好无损，轴瓦间隙符合规范要求，推力头卡环无间隙，转轮及流道没有较大异物，同时检查了转轮迷宫环间隙都在合格范围内。经过全方位的排查摸索确定，引起振动的主要原因为发电机转子动不平衡而引起振动。当然，振动也会因为转轮选型存在问题导致水力不平衡，尾水管真空过大而且引起。从现场实际情况来看，排查振动原因的原则还是从易到难，也就是先排除因发电机转子动不平衡而引起的振动，再排除因水力不平衡而引起的振动，直至振动振幅在合格范围内。
5.3 处理措施
通过水轮发电机组动不平衡测量仪进行检测，并通过数据分析，确定发电机转子最大不平衡点方位。（1） 根据实践经验，在发电机转子轮辐引出线的对称方位第一次试加配重块，配重块重量按照规范计算配加30kg，按照要求在第一次试加的位置附近各试加二次，重量相同。（2）通过三次试加配重块，最终确定转子不平衡方位及不平衡量，经计算不平衡量为110kg，方位在转子引出线对称方向的三个磁极位置。（3）进行实际配重。在转子引线对称位置配重90kg，启动机组测量振动值为0.1mm，振动振幅值减少50%以上，与标准不大于0.06mm有差距，继续根据振动值，在引出线对称相邻磁极位置再增加30kg的配重块，在启动机组测得振动，振动幅度为0.045mm.符合规范要求。机组运行振动、摆度都在合格范围内。（4）机组空转到空载，再到带负荷、满负荷运行，各项参数指标都满足规范要求，机组轴瓦温度及摆度都符合规范要求。通过采用上述措施，该水轮发电机组达了到正常运行状态，并且没有发生振动问题。
综上所述，为了有效降低水电站水轮发电机机组振动现象，工作人员需要对各部件安装质量进行严格控制，严格按照质量标准进行施工，确保水轮发电机組正常运行。通过对上文分析可见，在降低发电机组振动中需要控制水轮发电机的出力，除了正常运行外，尽可能避开水轮发电机非正常工况下运行，同时加强水轮发电机组运行过程中巡回检查，发现问题及时处理，确保设备正常运行;因此水电站水轮机发电机机组振动问题，成因复杂多样，现有检测手段有限，分析研判难度很大，只有找准原因，才能进行有效处理。本文所介绍的方法、特别是处理实例，能够应用到水电站水轮发电机组安装和运行维护中来，对解决水轮发电机组的振动问题很有帮助，仅供同行考鉴。
参考文献：
[1] 王玲花.水轮发电机组振动及分析[M].郑州：黄河水利出版社，2011.
[2] 黄长征，李锦.水轮发电机组振动技术研究[J].韶关学院学报，2013，（12）.
[3] 刘华庚.浅析水轮发电机组振动的原因及危害[J].甘肃科技，2012，26（7）.
[4] 刘元秀.水轮发电机组运行中的振动分析[J].四川水力发电，2013（06）：141～145.
[5] 邵永斌.水轮发电机组振动分析及处理[J].电站系统工程，2010（04）：71～72.
[6] 兰富.水轮发电机组在实际运行中的振动及处理[J].四川水力发电，2010（04）：117～118.