效率、空蚀和稳定性是描述水轮机以及整个机组的三大指标。效率是描述机组对能量转化的比例，空蚀性能则是影响机组使用寿命的一个关键因素，稳定性则描述机组运行的状态。水轮机的工作介质是水，水流体运动的复杂性就决定了机组运行的复杂性，因此机组运行中的故障也表现出复杂多样性。按照发生故障的次数、频率以及种类，可将机组的故障大致分为：振动、空化和空蚀、温度、机械以及电气故障等。按照故障发生部位，可分为发电机故障、水轮机的空化和空蚀、轴承故障以及振动故障。
2.1发电机故障
水轮发电机是将机械能转化为电能的设备，多数采用立式结构。立式结构的水电机组主要由定子、转子、上机架、下机架、推力轴承、导轴承等部件组成。发电机的定子由机座、铁芯和线圈等部件组成。转子主要由主轴、轮毂、转子支架、磁轭和磁极等部件组成。发电机的部件处于强电流和强电磁场下，在电机运行时发生故障频率最高的是定子和转子。
2.1.1发电机定子故障
发电机的主要故障主要集中于定子上，多数是由于主绝缘和匝间绝缘引起的。发电机定子故障主要是由于定子线圈接头结构不良，定子铁芯松动，端部和槽部固定结构不合理，通风不好，机械磨损，内部游离放电和铜线断股等原因造成的。
2.1.1.1主绝缘击穿
因绝缘结构及其局部缺陷，而发生绝缘击穿事故的情况不少。其主要原因是绝缘层内含有硬质颗粒凸出而顶破绝缘，加上浸胶不透，绝缘分层，或绝缘材料本身的缺陷，特别是槽口拐弯区域，因运行条件比较恶劣，电流比较集中，遭受交变应力大，机组运行一定时间后，缺陷暴露，产生击穿短路或接地事故。另外，发电机槽内或槽口遗留有金属异物，特别是导磁性金属，在交变磁场的作用下，不断振动，将绝缘击穿，使绝缘不能承受正常运行电压而被击穿，甚至发生相间短路事故。
绝缘老化也是发电机定子的一个主要故障，主要表现在机组运行出现绝缘击穿、接地和预防试验中，绝缘达不到最低试验电压标准的规定。内游离损坏最严重的部位是线棒棱边，其受损程度约为宽面绝缘游离损伤深度的4～5倍。绝缘击穿事故和试验中的绝缘击穿大多发生在棱边。
2.1.1.2股线短路
股线短路的线棒均处于高工作电位，因此，股线短路是气隙内游离的结果。短路的线棒绝大多数位于前槽，多发生于上下槽口附近，短路的股线由几股到十几股，即由股间短路到排间短路。
槽部股线短路后，在不同排导线之间形成的电压作用下，由短路点经导线与导线鼻部形成闭合回路，产生回流，使短路点附近发热，导致该处绝缘过热、烧焦或损坏。局部短路的温升又会导致相邻股线的继续短路和温升增高。这又导致绝缘的老热化。
2.1.1.3定子机械故障
定子线棒接头的开焊引起线圈着火，是发电机最严重事故之一。开焊引起的线圈起火事故需要更换大量的线棒，且线棒需表面局部处理。定子线棒接头开焊原因很复杂，主要是由接头结构不良，造成接头质量不好。线棒尺寸不规整，上下层的线棒接头不易，并头套子过松，内部铜楔过薄。
开焊的形成过程为：开始时，接头过热使焊锡熔化，。上部接头焊锡流走后，铜线过热氧化，导线截面逐步变细变质而发生开焊。下部接头由于铜线泡在熔化的锡中，铜导线与锡形成铜锡合金，导线迅速变细或熔断而发生开焊。
造成定子绕组股导线水路堵塞的原因，可能是由于线棒的载流体局部温升、蒸馏水质量差、定子绕组和冷却系统在结构及工艺上的缺陷。水路堵塞可能会引起导线散热不良，使定子绕组绝缘产生局部过热。绕组的绝缘性质和机械性能恶化。过热会破坏绕组的股导线间的粘合，引起导线振动，线棒外包绝缘层产生磨损，这又导致绝缘被击穿。
定子的冷却一般采用空冷，空气冷却器有时会出现漏水，漏出的水到定子绕组表面，从而使绝缘受潮，降低绝缘电阻，引起绝缘泄漏电流增大，加快了定子绕组表面部分及其支架构件沿泄漏电流途径的炭化，引起个别线棒绝缘击穿。
由于加工制造时，定子绕组线棒存在负公差，线棒和槽壁之间出现间隙，因此有可能出现因间隙击穿而发生局部放电。
2.1.1.4定子绕组接地故障
发电机投入运行后，噪声很大，而且伴有一种深沉的啸叫声，这有可能是由于电机绕组接地出现故障引起的。
2.1.2发电机转子故障
水轮发电机转子事故主要是接地和匝间短路。引起转子接地和匝间
短路的原因很多，对于长时间运行的水电机组，转子温度高，加上机械振动力的作用，易使铜线暴露，造成接地或匝间短路[5]。
转子滑环和刷握的绝缘击穿，其主要原因是由于结构上的缺陷或电刷装置上的污垢、油污和灰尘，使绝缘遭受腐蚀、老化，绝缘电阻降低后造成。电刷冒火花和转子滑环燃烧，有可能是由于电刷型号、压力和间隙选择不当，滑环和电刷表面不平，或者是由于转轴和滑环摆动引起。
发电机转子在较高转速下运转，转子本身由若干零部件组成，依靠螺栓和键等联接件连成整体。当联接件出现强度不够时，可能使转子的某些零部件产生有害变形，严重时，这种高速产生的离心力会使整个发电机转子解体，这些从发电机转子飞出的零部件或金属残骸又继续损坏发电机定子或厂房其他设备。
2.1.3温度故障
温度故障也是发电机的一个主要故障。发电机的热源是发电机损耗集中的部位，发电机的损耗分为四类：
1） 机械损耗，冷却介质流动所需的通风损耗。2） 电损耗，定转子的电损耗。
3） 磁损耗（磁滞损耗），铁芯内的主磁通所产生的涡流损耗。4） 附加损耗，铁芯内的附加损耗以及绕组内的附加损耗。
附加损耗造成的因素有磁通的高磁谐波，磁通挤入槽内以及磁通在端部的泄露，由于端部的泄露，致使铁芯端部的几个迭片组以及端部的其它部件产生涡流造成局部温升过高。
其它造成定子绕组和定子铁芯温度升高的因素有：1） 定子铁芯硅钢片间的绝缘损坏，2） 定子绕组端部接触电阻增大，3） 冷却系统不正常工作，
a） 冷却介质入口温度高于规定值，b） 冷却介质通风道或其它过滤器堵塞，c） 发电机本体通风孔堵塞，
d） 冷却系统发生故障，冷却效率降低。4） 发电机电流高于额定电流，
5） 发电机的电压高于最高允许值且较长时间运行，6） 发电机定子绝缘损坏，
7） 测温仪表或温度监测系统发生故障。
冷却系统对于降低机组的温度时很重要的，对于空冷的水电机组应该要求冷却系统：冷却水进出口温差应在5～20℃的范围，冷却介质进
出口的温差应在20～35℃，冷却介质入口温度和冷却器进水温差应在5～15℃。
对于温度故障，不同的故障原因对应着不同的故障特征，或者说不同的故障表现模式的发生原因也不同。冷却介质进出口温差不大，但定子绕组和定子铁芯温度较高，出现这种故障的原因可能有：冷热风路短路，冷热风道之间隔热性不好，冷却系统的冷却效果不好等。如果发生冷却介质进出口温差较大，但发电机各部温度较高这类故障，那么可能是因为通风道发生堵塞，风阻增加，造成冷却风量不足。
当出现冷却器进出水的温差小，发电机各部温度高，冷却介质入口温度与冷却器进水温差大时，可能因为冷却器积污或冷却效率降低等。冷却器进出水的温差大，发电机的温度较高，冷却介质入口温度和冷却器进水温差大，有可能冷却器得通水管道出现堵塞、冷却水不够量等。
2.2水轮机的空化和空蚀2.2.1空化空蚀机理
空蚀作为水轮机破坏的主要形式之一，极大的威胁着水轮机组的安全。空蚀现象是水流在能量转换过程中因压力下降而产生的一种特殊现象。
空化是在液体中形成空穴是液相流体的连续性遭到破坏，它发生在压力下降到某一临届值的流动区域中。当这些空穴进入压力较低的区域时，空穴中的液体蒸汽以及从溶液中析出的气体，就开始发育成长为较大的气泡，这些气泡到压力高于临界值的区域就溃灭，这个过程称为空化。空化包括了空穴的初生、发育成长到溃灭的整个过程。
按照空化发生的条件和其主要的物理特性将空化划分为：1） 游移空化2） 固定空化3） 漩涡空化4） 振动空化
空化初生是空穴在局部压力降至临近液体蒸汽压力的瞬间形成。液体中含有的气泡破坏了液体的连续性，气泡在液体中保持稳定需要满足：
（2-1）
式中 ——气泡内的压力
——液体内的压力τ ——表面张力系数R ——气泡半径
空化的产生基于液体中存在着大量的不溶性气体及蒸汽所组成的气核，随着液体压力的降低，从液体中的气核开始形成气泡，当继续降压时，气泡由初生不断长大。当升压时，气泡则不断缩小而溃灭，这是一个复杂的动态过程，它不仅与气泡本身的参数有关，而且受到液体的粘滞性、表面张力、可压缩性和惯性等物理性质的影响，同时还与气体的扩散、溶解等有一定的联系。空泡溃灭的时间与空泡初始半径、液体的密度和液体的压力有关。空泡越大，溃灭时间越长；液体内的压力越大，空泡溃灭的时间越短。
当水流通过水轮机过流部件时，由于绕流叶片局部脱流、水流急剧拐弯等原因，在相应部位都会引起流速增大而使压力降低。如果压力降低到该温度下的气化压力时，一方面由于水的汽化产生水蒸气的汽泡，另一方面水中溶解的一部分空气也会随着压力降低被释放出来，这样就形成了水蒸气和空气混合的膨胀气泡。水轮机的空蚀，就是气泡在形成和压缩过程中，由于发生巨大的微观水锤压力，重复对水轮机过流部件表面产生侵蚀破坏作用的现象。
空蚀机理是个十分复杂的问题，空蚀很可能是多种因素综合作用的结果。事实表明，任何固定材料，在任何液体的一定动力条件作用下，都能引起空蚀破坏。
空泡溃灭的机械作用是空蚀的主要原因，但是对于破坏过程却有几种不同的看法，一种最广泛的解释是：破坏基本上是由于从小空泡溃灭中心辐射出来的冲击压力而产生的，考虑在固体边界附近有一孤立的溃灭气泡，其溃灭压力冲击波从气泡中心传到边界上，使边壁形成一个球面凹形蚀坑，可以根据蚀坑的直径和深度计算出形成凹形坑的功，从而可以分析出单位空泡溃灭时的冲击强度、初始空泡的直径和溃灭中心的位置等。
还有人认为空蚀是由微型射流所造成的。当空泡溃灭时发生变形，这些变形随压力梯度及靠近边界面而增大，这种变形促成了流速很大的微型射流体，射流在溃灭结束前的瞬间穿透空泡内部，当溃灭离边界很近，这种射流射向固体边界造成空蚀。
其它还有热力学说和电化说来解释空蚀现象。热力学论认为当空泡高速受压后，汽相高速凝结从而放出大量热，这些热量足以使金属融合造成损坏。电化作用论认为空泡溃灭时对固体边界的冲击造成：一是冲击点温度升高与邻近的非冲击点形成热电偶产生电流；二是在冲击点处其金属材料局部受力迫使金属格变位，而周围的晶体阻止变位，从而产生电流，起到电解作用使固体材料破坏。
空蚀机理是一个很复杂的问题，除了上述的因素外，它还与化学腐蚀、泥沙磨损等相互促进，加快材料破坏的速度。
根据试验观察，空蚀在固体边界上不是均匀分布的，而是集中于某些位置上。当形成第一个蚀坑时，在一定条件下，它发展速度要比别更大，蚀坑越来越大，也越来越深，最后导致材料破碎。
对于多种类型的水力机械空化区的观察和试验，空化经常在绕流体表面的低压区或流向急变部位出现，最大空蚀区位于平均空穴长度的下游端。
根据空蚀的位置和条件，水轮机空蚀可分为翼型空蚀、间隙空蚀、局部空蚀和空腔空蚀。翼型空化和空蚀是反击式水轮机的主要空化和空蚀形态，其空蚀区位于叶片的不同部位，这与转轮型号和运行工况有关。一般空蚀区分布在叶片背面下部偏向出水边部位。混流式水轮机翼型空化和空蚀区主要位于下环处及下环内表面。
间隙空化和空蚀是当水流通过狭小通道或间歇时引起局部流速升高，压力下降到一定程度时所发生的一种空化和空蚀形态。转桨式水轮机以间隙空化和空蚀最为突出，发生在叶片外缘与转轮之间以及叶片根部与轮毂之间的间隙附近区域。
局部空化和空蚀主要是由于铸造和加工缺陷形成表面不完整、砂眼、气孔等引起的局部流态突然变化而造成的。
空腔空化是反击式水轮机所特有的一种漩涡空化，表现最突出的是混流式水轮机。空腔空化形成原因是因为非设计供况下，反击式水轮机运行时转轮出口水流存在一定的圆周速度分量，产生涡带，涡带中心形成很大的负压，涡带的旋转频率为机组转频的分数，涡带造成机组振动和噪音，在尾水管进口段边壁处引起空蚀。
2.2.2空化空蚀对水电机组的影响
为了评价水轮机空蚀破坏程度，通常采用空蚀指数K来评价。空蚀指数K表示转轮叶片单位面积、单位时间上的平均空蚀深度，即：
(2-2)式中 K——水轮机的空蚀指数；
V——空蚀体积，㎡×㎜； T——运行时间，h;
F——叶片背面总面积，㎡。
对于空蚀指数国家将它分为五个等级，如表2-1所示。表2-1 空蚀等级表
空蚀等级
空蚀指数（10-4㎜/h）
空蚀速度（㎜/年）
空蚀程度
空蚀等级
空蚀指数（10-4㎜/h）
空蚀速度（㎜/年）0.5～1.0
空蚀程度
1< 0.0540.577～1.15严重
<0.0577
2
0.0577～0.1150.115～0.577
轻微
0.05～0.1
0.1～0.5
中等
5
≥ 1.15
≥ 1.0
极严重
水轮机的空蚀破坏程度与运行条件有着密切的关系，其中明显条件有运行时间、水轮机的吸出高度、机组尺寸以及运行工况等。
一般认为叶片空蚀深度是运行时间的幂函数，即：
(2-3)
式中 ——叶片最大空蚀深度； k——空蚀深度的比例系数； T——运行时间；
n——指数（1.6～2.0）。
降低吸出高度可以大大减轻空蚀强度，甚至可以避免翼型空蚀的发生。对同一轮系的水轮机在相似工况下，其空蚀强度与转轮的标称直径的平方成正比，与水轮机的应用水头的平方成正比，与所用材料的抗蚀能力成反比。
对于翼型空化和空蚀影响因素很多，如翼型本身的参数、组成转轮翼栅的参数等。理论计算表明，空化系数明显地受翼型厚度及最大厚度位置的影响，翼型越厚，空化系数越大。
叶片的工艺和材料对空化空蚀的影响也很大，叶片表面的粗糙度和波浪度不够标准时，叶片处水边厚薄不均等均会导致叶片的空化空蚀加剧。坚硬的材料具有良好的抗蚀性能。
空蚀对水轮机过流部件表面的破坏有三种。
（1）机械作用。气泡在压缩（破裂）时要产生很大的微观水锤冲击力，从而对金属表面产生很大的破坏作用。
（2）化学作用。气泡是金属材料产生高温，从而加速金属的氧化过程。
（3）电化作用。发生气蚀时，局部受热的地方比四周围的温度高，产生局部温差，形成热电偶，引起热电效应，产生电化腐蚀，加快机械侵蚀作用。
空化和空蚀对水轮机的影响很大。常引起各种破坏现象：造成金属剥蚀；降低机组的效率和出力；产生噪声，当水轮机运行在空蚀工况时，由于空化，将出现20Hz以下可以听到的噪声和20KHz以上的超声
3
较严重
波，在空蚀的不同阶段，噪声的大小也不一样；使机组产生振动。
对于混流式水轮机的空蚀，一般发生在导叶开度的0.4与0.7之间。这时，机组的振动加剧，过流部件中的水压脉动增加，比较明显的是尾水管中的水压脉动。通过试验研究表明，尾水管中水压脉动频率基本满足：
(2-4)
2.2.3空化空蚀和磨损的联合作用
水轮机遭受泥沙磨损的形态为：当磨损轻微时，有较集中的沿水流方向的划痕和麻点；磨损严重时，表面成波纹状或沟槽状痕迹，并常连成一片如鱼鳞状的磨坑；磨损最严重时，可使零件穿孔，转轮出水边呈锯齿状沟槽。
水轮机经磨损后表现为：效率显著降低；由于过流部件表面被磨损后凸凹不平，促进了水流的局部扰动和空蚀的发展；转轮的不对称磨损，加剧了机组的振动。当导水机构磨损后，常造成漏水量增大而无法正常停机，并增加调相时的功率损失和转轮排水的困难。
含沙水流使寄生空气核子数增多，因而使空蚀初生提前并使空蚀强度增大。此外，由于含沙水流对固体边壁表面凹凸不平，为局部空蚀的形成创造了条件。当水中砂粒产生相对加速度时，在砂粒的一侧将形成压力下降区，有利于空穴的形成，容易促进空蚀发展。
空蚀的发生，在流场中引起压力脉动，尤其是空泡溃灭时，在空泡附近流场中引起高压压力脉动和高速的水力冲击。这使砂粒获得了附加速度，使磨蚀量增大。空泡溃灭时在材料的表面产生了塑性变形，材料表面凹凸不平，加大了砂粒对固体表面的磨蚀角，使磨损加大。
关于空蚀和磨损联合作用的规律，目前认为有两点：一是在空蚀和磨损联合作用下，损耗量随流速的增加而增加；二是金属耗损量随含砂浓度增加而增加。
在空蚀初生阶段或空蚀强度很低时，材料的耗损主要是由砂粒的磨损造成的，材料损耗量随含砂量的增加而增加。当空蚀进一步发展，且水中含砂量不大，砂粒的磨损作用是因空蚀造成塑性变形变得光滑，从而减弱了空蚀的冲击作用，使材料的损耗量随含砂量的增加而减小。当空蚀发展到强烈程度，且水中含砂量不大，磨损不足改变空蚀的破坏形态，含砂量的增加不能使总的材料损耗量改变。当空蚀强度更大时，空蚀使材料表面呈蜂窝状，加上磨损作用，蚀坑的材料大块脱落，总的金属耗损增大。
2.3轴承故障
2.3.1推力轴承故障
推力轴承是水力发电机组重要部件之一，其运行状态，直接影响机组运行的可靠性，以及机组运行的稳定性。目前，制造推力轴承轴瓦的合金一般为巴氏合金，这种合金比压低，一般在3.5—5MPa之间，运行温度一般不超过70~80℃。但随着水电机组单机容量的不断增大，推力轴承的负荷，轴瓦面积和比压亦不断增大。这就容易引起轴瓦产生机械变形和温度变形、轴瓦磨损等。据有关资料统计，在水力发电机组的机械故障中，有60%出自推力轴承[5]。
2.3.1.1轴承镜板故障
（1）镜板镜面光洁度降低
引起推力轴承镜板镜面光洁度降低的主要原因有：硬质微粒进入油槽中和润滑油中渗入水，机组寿命和启动停机次数所决定的自然老化等。推力轴承镜板镜面光洁度降低会引起推力轴瓦温度升高，瓦面摩擦系数增加，造成机组启动和停机困难。这类轴承故障的特点是机组在启动和停机时可以从推力轴承中听到扎扎声响。
合金面上出现连点之后，随着出现连续的磨损带，磨损带随着机组启动、停机次数的增加而增大，磨损严重时就会使推力轴瓦的钨金熔化，造成推力轴瓦故障。
（2）镜板镜面宏观不平度增高
镜板镜面出现宏观不平度的主要原因有：结构上存在缺陷，载荷作用下在推力头筋板之间的底部产生挠曲，镜板产生变形，推力头产生变形，此外还有在运行过程中，安装时或安装前所出现的镜板残余变形；以及装在镜板与推力头之间的垫板损坏。
镜板宏观不平度的特征是：机组运行时引起推力轴承镜板镜面的跳动和推力瓦上应力的脉动的频率通常是转频的倍数(该倍数决定于凸出部分的数目，即镜面上的波顶数目)，支持机构(荷重机架或布置在水轮机顶盖上的支持圆锥体)产生垂直振动，其频率为转频或转频的倍数。
2.3.1.2推力瓦载荷分布不均匀以及轴瓦密封故障
由于机组运行过程中，推力轴承的各块瓦上载荷分布并不是很均匀，它们之间存在一定的不平衡，由于载荷的不均匀，使得个别瓦块过载。轴瓦温度过高，机组常常限制出力运行。从机组长期观察记录，认为其原因主要有：机组底柱刚度不够，安装时主轴中心校正存在一定误
差，从而造成机组振动过大，使推力瓦受力不均匀，瓦面出现裂纹、破碎以及最后因局部温升过高而停机(还存在轴承支柱型式和冷却方式等问题)。推力轴瓦上载荷不均匀的特征是瓦温分散。
液压支柱式推力轴承弹性油箱失去密封的主要原因：推力轴承的脉动值增高和制造缺陷。推力轴承的脉动值增高(因镜板镜面的不平度、镜板镜面与发电机轴线不垂直或因作用于水轮机转轮上的水流波动所致)导致油从逆止阀渗漏。同时使弹性油箱产生裂纹，制造缺陷（油箱壁较薄、金屑切口）也会引起弹性油箱出现裂纹。这样使弹性油箱失去密封性，造成推力轴承成为刚性，推力瓦上载荷的不均匀度增大，使过载瓦的工作条件急剧恶化；同时造成发电机转子下沉量过大，引起主轴端部橡胶密封的损坏及用水润滑的水导轴承的损坏，结果使大量水跑到水轮机顶盖上。混流式水轮机中，当发电机转子下沉6～9mm时，可能会使迷宫式密封损坏。
弹性油箱失去密封性的主要特征是弹性油箱及发电机转子有明显下降。
2.3.1.3推力轴承机械故障
（1）推力头松动
推力头是推力轴承十分重要的零件之一。在设计、制造和安装时必须保证推力头具有足够的强度、刚度以及冲击韧性，与轴颈配合后不允许有任何的松动产生，但是，由于检修和运行所带来的磨损破坏，往往使配合间隙逐渐增大而产生松动。
造成推力头松动的原因有：用收紧对称方向上的螺帽拆装推力头的传统人工机械方法，是加速推力头磨损的主要因素；轴线处理过程中的磨损破坏；检修工艺不当所造成的磨损破坏；机组运转中的磨损。（2）推力轴承托瓦与瓦架凸台相碰
推力轴承托瓦与瓦架凸台相碰产生的原因有：由于支撑结构的变更，如以圆环垫代替支柱螺丝，而没有考虑定位，托瓦可在圆环垫上错动；在安装时未按图纸要求调整，位置不合要求等。推力轴承托瓦与瓦架凸台相碰使瓦失去灵活性，瓦遭受磨损，导致瓦温急剧上升或烧瓦。 （3）推力瓦变形
推力瓦变形(主要包括机械变形和热变形)，使瓦中央向上凸起，油膜厚度减薄，瓦温升高，甚至瓦中央严重擦伤或熔化。推力瓦产生热变形的原因主要是单块瓦面积太大或太厚，推力瓦的机械变形主要是由于瓦的面积大、支撑点小(尤其是支柱螺栓式的轴承)所引起。（4）推力瓦托盘断裂
推力瓦托盘断裂的原因是：机组长时间在振动区域运行，加上推力头
与镜板之间的组合螺栓未紧固或组合螺栓虽已紧固，但螺帽与销钉没有锁紧固定。
2.3.2导轴承故障2.3.2.1导轴承机械故障
（1）轴颈与轴瓦间隙增大
水力发电机组机械不平衡或电气不平衡是间隙增大的主要原因。机械或电气不平衡导致作用到导轴瓦上的交变力提高(交变力的频率为机组转频或其倍频)。交变力使这些元件出现凹坑或裂纹，长期下去就会使这些元件遭受破坏。元件遭受破坏后，轴颈与轴瓦之间的间隙扩大。另外，轴颈与轴瓦之间的间隙扩大，使发电机主轴的摆度增大，摆度增大又引起作用于瓦上的交变力增大，交变力增大后，又使支持元件产生更大的损坏，这样就形成了一个恶性循环，使轴承局部破坏或产生干摩擦，导致轴承温度急剧上升。导轴承的制造缺陷如：支持元件上（支持螺栓头部、垫板、垫片等）出现凹坑或裂纹，也引起轴颈与轴瓦的间隙增大。
（2）发电机转子间隙不均匀
发电机定、转子间隙不均匀会导致发电机导轴承瓦温升高。产生发电机转子间隙不均匀的原因有：定、转子磁极产生松动、安装缺陷等。
2.3.2.2其它故障
由于导轴承存在结构缺陷，导致润滑油循环不良，和通过轴颈与轴瓦之间的润滑油流量过大或过小，导致轴瓦温度升高。
机组在运行过程中，有时在导轴承的轴颈与轴瓦间、推力轴承的镜板和推力瓦之间有电流通过，该电流即称为轴承电流(简称轴电流)。当轴电流通过摩擦部分时，会产生电弧火花，使瓦温有明显上升，并引起摩擦表面烧损，酿成事故[5]。产生轴电流的原因主要有：单极效应引起的轴电流；轴电压引起的轴承电流。
2.4机组振动故障
水电机组的振动是水电机组中最常见、最主要的故障，其直接威胁机组的安全运行。据统计国内机组发生的故障有80%是由振动引起的[2]，因此认识并把握机组振动故障的特点是机组在线监测与故障诊断的首要任务。
水电机组振动与其它机械设备振动相比有十分显著的特点：一是振动故障的渐变性、二是振动故障的复杂性、三是振动故障的不规则性。
水电机组的转速相比其它大型旋转设备而言，其转速低。因此，其磨损以及疲劳具有渐变性，其振动所引起的故障也具有渐变性。水电机组是一个大型的旋转设备，其组成包含水力、机械以及电气系统。影响运行的因素有机械、水力以及电气，故运行中出现的振动就有可能是由机械引起，或者是由水力或电气引起的，也有可能是由这三者互相耦合引起的。振动的复杂多样性也决定了对水电机组的振动机理研究很困难。水电机组型号以及容量的设计受地理位置、地址状况以及经济技术等多方面的影响，每个电站的实际条件不一样，不同机组的振动就表现出不同的特性。
岩滩水电站在1993年12月，1#机组因振动使水轮机转轮上冠引水钢板断裂，甩出2㎡、20㎜的钢板，撞磨水轮机顶盖。1994年1月该厂的2#机组刚运行4个多月，出现同1#机组一样的问题。六朗洞水电站1#、2#机组因发电机定、转子间隙不均匀、机组转动部件静不平衡，轴线曲折，转轮叶片出水边型线不光滑等原因，机组产生强烈振动，造成托油盘振坏，永磁机轴振断。
湖南江垭水电站3#机组下导摆度大，在负荷工况下，幅值可达到0.80㎜。贵州东风发电机厂1#机甩负荷时振动、摆度增大，甩负荷后，如果不停机，振动、摆度就不能恢复到原来值。石门电厂3#机组，因机组轴线曲折倾斜，水轮机转轮和发电机转子存在质量不平衡，使机组产生强烈振动。
刘家峡电厂在1997年7月，2#机组水轮机转轮上冠引水板因振动引起不均匀开焊。沈家水电站2#机组，因水轮机产生空腔空蚀产生压力脉动，引起机组振动，机组只能低负荷运行。
影响机组振动的因素主要有机械、水力以及电磁。机械方面的原因有：转动部件不平衡、弯曲、以及部件脱落，机组对中不良、法兰连接不紧或固定件松动，固定部件与转动部件的碰磨，导轴承间隙过大、推力轴承调整不良等等。水力原因：卡门涡引起的中高频压力脉动，叶片进口水流冲角过大引起的中高频压力脉动，尾水管内的漩涡流引起的压力脉动等等。电磁方面：发电机定转子间隙不均匀，转子及磁极线圈匝间短路，转子主极磁场对定子几何中心不对称等等。
2.4.1机械振动
水电机组的旋转部件和支承结构都是按轴对称布置，以保证机组运行过程中保持稳定。但是实际上由于机械结构存在缺陷，以及安装不当，机组运行中产生振动。
机械缺陷或故障引起的振动有共同的特点，其振动频率多为转频或
转频的倍数，不平衡力一般为径向水平方向。
当大轴在法兰连接处对接不好，大轴有折线，若导轴承影响大轴自由旋转，迫使大轴弯曲，从而引起机组振动。当混流式水轮机出力增加时，作用在转论上的轴向水压力增大，使得机组振动有所减弱。旋转部件在安装运行时都要经过一系列的试验，静平衡试验以及动平衡试验等。发电机组属于大型旋转部件，当它的质量不平衡时，将产生于大轴垂直的径向离心力。此离心力与转速平方成正比，振幅与激扰力成正比，即由质量不平衡引起的振动的振幅和转速的平方成正比。机组实际运行中由于磨损、空蚀等多种原因使得机组的质量不平衡加重，这进一步加剧了振动。
存在加工误差以及安装误差，使得机组的转动部分与固定部分不同心或转轮上水流不对称。运行中产生的摩擦，使转轮周期性的推向一侧，引起摩擦扰动。振动频率一般为转频或倍频。
2.4.1.1转子不平衡故障
不平衡故障是水电机组最常见的故障，引起这类故障的原因有：水电机组结构设计不合理，在制造和安装时存在一定的误差，水轮机的铸造材质不均匀，运转中转子产生磨损，转子部件松动和脱落等。
由于造成不平衡故障的原因很多，按照不平衡的发生过程可以分为：原始不平衡、渐发性不平衡以及突发性不平衡。
原始不平衡是由于水电机组转子存在制造误差、装配误差以及转子材质不均匀等原因造成，在对转子进行动静平衡时，未达到平衡精度，就投入运行。原始不平衡这类故障，在投入初期表现明显，机组振动较大。
渐发性不平衡是由于转子在运行过程中不同部位的磨损程度不一样以及其它原因造成的。表现为这类不平衡引起的振动的振值随运行时间的延长而逐渐增大。
突发性不平衡是一种危险性很大的故障，是由于转动部分上零部件脱落或水轮机转轮流道上附有异物以及部件松动等原因引起的。可能脱落的部件有叶片及平衡质量块；发生松动的部件可能有转子线圈及联轴器等。飞脱时产生的工频振动是突发性的，振幅迅速增大到一个固定值，相位也同时出现一个固定的变化。
立式水电机组的转子在旋转时，旋转轴心有两个，一个是转子本身的轴线，另一个是轴承的几何轴心，这就是转子的弓状回旋。转子作弓状回旋引起的不平衡力近似为：
(2-5)
式中： M——转子的质量（㎏），
ω——转子的角速度(rad/s)，rg ——弓状回旋半径（m）。
从式2-5可以看出，不平衡力与转子质量、转速和弓状回旋半径有关，影响不平衡力的因素除此之外，还有轴线的曲折度（轴线与法兰的不垂直度），轴线与推力镜板的垂直度，推力轴承的水平，各导轴承的间隙、同心度以及不平行度等因素有关。
如图2-1所示的水电机组转子力学模型包括了质量不平衡以及转子的弓状回旋，水电机组转子质量M，偏心质量m，偏心距e，弓状回旋半径rg。
图2-1 水电机组转子力学简化模型
由于有偏心质量m和偏心距e的存在，当机组转子转动时产生离心力、离心力矩或者两者都产生。离心力的大小与偏心质量m、偏心距e及旋转速度有关，离心力F为：
(2-5)
从式2-5可以看出，离心力F是一个大小和方向作周期性变化，转子转动一周，则离心力方向变化一次。交变的力会引起振动，这就是不平衡引起振动的原因，同时不平衡引起的振动频率与转频一致。
由于转子对平衡质量的响应在x，y向的振动相位差为90度，因此转子质量不平衡或偏心引起的振动特征是转子的轴心轨迹为圆。但是由于转轴可能存在不同方向上的刚度差别，尤其是支承刚度各向不同，转子对平衡质量的响应在x，y向振动的幅值也不相同，因而转子的轴心轨迹可能出现椭圆。
水电机组转子属于刚性转子，运行转速低于临界转速，所以振动幅
值随转速增加而增加。
物体温度升高或降低时，会产生热胀冷缩的现象。对于轴这类圆断面的物体，当横断面上沿圆周的温度分布不均匀时，轴将因不均匀膨胀而发生弯曲。轴的弯曲不但加大了轴的弓状回旋半径，使离心力进一步增大，而且增加机组的机械不平衡和磁不平衡。发生这类情况，大多是因为轴发生偏磨。
2.4.1.2转子轴线不对中故障
由于转子之间利用连轴器进行联接时存在安装误差，或轴承中心线发生偏斜或偏移，或转子的弯曲、转子与轴承的内隙，或承载后转子与轴承的变形等原因，造成转子之间的对中不良，引起机组振动，甚至出现机械故障。
机组轴线不对称时，除其本身所产生的不平衡力外，还会引起转子旋转时的偏靠，增大弓状回旋半径，加大由弓状回旋引起的不平衡力。
由于引起轴线不对中的因素很多，所以轴线不对中通常表现为三类，如图2-2：
(a) 平行不对中 （b）角度不对中
(c)综合不对中
图2-2 转子轴线不对中
（1）平行不对中
即转子轴线径向平行移动，如图2-3a所示水轮机转子为主动轴，轴心投影为A，发电机转子为从动轴，轴心投影为B，联轴器轴心为Q。AQ为主动轴轴心和联轴器轴心的连线，BQ为从动轴轴心和联轴器轴心的连线，AB长D，取转角θ为自变量，则：
(2-6)
对自变量θ求导，得
(2-7)Q点速度为 (2-8)
（a）平行不对中 (b)联轴器运动分析
图2-3转子平行不对中
由于转轴角速度为，Q点绕中心运动的角速度为
(2-9)从式可以看出，Q点的转动速度为转子角速度的两倍，当转子转动时，会产生离心力，激励转子产生径向振动，产生振动的频率为二倍转频。此外平行不对中产生的振动可能含有大量的谐波分量。（2）角度不对中
此时两转子轴心线相互交叉，或称角度位移，如图2-2b所示，水轮机转子与发电机转子的角速度不同，设水轮机转子的角速度为ω1，发电机转子角速度为ω2，a为角度偏斜角，θ为水轮机转子的转角，如图2-4a所示。发电机转子角速度为：
(2-10)
(a)角度不对中 （b）转速比
变化曲线
图2-4 水电机组转子角度不对中
从图2-4b可以看出水轮机转子转动一周，发电机转子的转速周期性的变化两次，其变化范围为：
(2-11)
角度不对中使联轴器附加一个弯矩，弯矩总是力图减小水轮机转子轴线和发电机转子轴线的偏角，转轴每旋转一周，弯矩作用方向变化一次，所以角度不对中的结果是转子的轴向力增加，使转子产生转频振
动。
（3）综合不对中
此时属于平行不对中与角度不对中综合作用，两转子轴心线相互交错位移。
在实际中所遇到的轴线不对中，属于单一的平行不对中或偏角不对中的情况很少，通常是平行偏角综合不对中，即转子轴线既有径向位移又有偏角位移，振动方向存在径向和横向两个方向。转子旋转时，就会有一个两倍频的附加径向力作用于导轴承上，同时还有一个一倍频附加轴向力作用于止推轴承上。
轴线不对中所表现出来的主要特征有：
a） 振动信号的时域波形为畸变的正弦波，b） 轴线振频以转频为主，
c） 径向振动的转频以一倍频和二倍频分量为主，轴线不对中越
严重，二倍频分量的比例越大。
d） 振动对负荷变化比较敏感，一般振动幅值随负荷增加而增
大。
2.4.1.3油膜涡动
水力发电机组轴承属于重载低转动压轴承，在某一突然开始的转速下，轴承中就会产生油膜涡动。涡动是转子轴颈旋转的同时，还围绕轴颈某一平衡中心做公转运动。水电机组中油膜涡动的角速度接近转速的一半，也称为“半速涡动”，其产生的机理如下。
轴颈在轴承中作偏心旋转时，形成一个进口断面大于出口断面的油契，如果进口处的油液流速并不马上下降，则轴颈从油契间隙大的地方带入的油量大于从间隙小的地方带出的油量，由于液体的不可压缩性，多余的油将轴颈推向前进，形成了与转子旋转方向相同的涡动，涡动速度即为油契本身的前进速度。
图2-5 轴颈半速涡动
油膜涡动速度计算如下:
当转子旋转角速度为ω时，由于润滑油具有粘性，所以轴颈表面的油流速度与轴颈线速度相同，均为rω，而轴瓦表面处的润滑油流速呈直线分布（见图2-5三角速度分布）。在油契力的推动下转子发生涡动运动，涡动角速度为Ω，假定dt时间内轴颈中心从O1点涡动到O’点，轴以瞬时速度Ωe向上运动，在轴的下部形成的空隙的面积为2rΩe，此面积为润滑油在AA’、BB’断面间隙中的流量差。假定轴承两端的泄油量为dQ，根据流体力学的连续条件可得：
(2-12)解式可得
(2-13)
当轴承两端泄漏量dQ为零时，可得
(2-14)
因为涡动速度等于转子工作转速的一半，所以这种油膜涡动称之为半速涡动。但是实际中存在：在收敛处入口的油流速度由于受到不断增大的油压作用而逐渐减慢，而收敛区出口的油速在油契压力作用下有所增大，两者的相互作用与轴颈旋转时所引起的直线速度分布相叠加，速度上分布的差别使轴颈涡动速度下降；轴承两端的润滑油泄漏量dQ不为零。这些因素造成油膜涡动频率通常略低于半倍转频，涡动频率约为：
(2-15)随着工作转速的升高，油膜半速涡动频率也不断升高，频谱中半频谐波的振幅不断增大，使转子振动加剧。
2.4.1.4其它故障
（1）推力头松动
推力头松动是指推力头内孔和轴颈之间存在间隙，轴和推力头之间存在可以相对运动的现象。推力头松动时，机组振动和摆度表现为：
（a） 机组运行时的动态轴线的形状和方位在某一工况下会突
变，在突变发生的临界工况下，机组的振动和摆度很不稳定。
（b） 水轮机轴的摆度较大，与其相应迷宫压力脉动较大。
（2）轴瓦间隙过大
轴瓦间隙的大小直接决定转子弓状回旋半径与轴摆度的大小。间隙增大后，转子的临界转速降低，这容易引起机组共振或机组自激振动。
引起轴瓦间隙增大的原因很多，主要有：径向不平衡力较大，导轴承出现过载；轴瓦支持件设计不合理，如结构、强度、硬度、刚度等，在不平衡力作用下，这些部件出现较大的弹性或永久变形。
2.4.2电磁振动
水电机组的电磁振动可分为极频振动和转频振动。转频振动的频率为机组转频或机组转频的倍数，即：
(2-16)
产生转频振动的主要原因有：a） 转子与定子间间隙不匀。b） 转子外圆不圆。
c） 转子动不平衡或有匝间短路。
由电磁引起的极频振动其频率大致为100Hz，这在信号频谱图上就会有明显的高频出现。产生极频振动的原因很多，目前认为主要是由以下原因引起的：
a） 定子分数槽次谐波磁势，其表现为振幅随负载电流增大而增
大。
b） 定子并联支路内环流产生的磁势。由于水轮机发电机组通常
采用集中布置的并联方式，当支路集中时，转子的偏心将在支路内引起环流，其产生一系列的不对称次谐波势，与分数槽次谐波类似，可以引起定子极频振动。
c） 负序电流引起的反转磁势，当定子三相绕组负载不对称时，
绕组会产生负序电流，这又产生相序相反的磁场，与主磁场叠加产生一个空间次数为0的磁场，引起定子铁芯作驻波式的振动。
d） 定子不圆、机组合缝不好，这种原因是引起机组磁振的主要
原因。除振动外，还伴有较大的噪声。机组合缝不好引起的振动，在常温下最强，随着铁芯的温度升高，振动和噪声减小。造成定子铁芯组和缝松动的原因一般为：机组经过长期运行后，定子铁芯各部件温度变化差异引起内应力的变化，这种变化引起了定子铁芯组和缝紧度产生不均匀变化，从而造成组和缝的垫片松动和损坏。
e） 当定子绕组三相不平衡时，也会引起极频振动。
f） 硅钢片压合不紧，波浪度较大会引起较强的噪声，局部地方
会产生较大的振动。
发电机转动部分因受不平衡力的作用产生振动，这些不平衡力主要来自于：周期性的磁拉力分量；转子和定子间存在不均匀的空气间隙引起的作用力；转子线圈短路引起的力；发电机在不对称工况下运行时产生的力。
2.4.3水力振动
在水电机组的振动中，水力振动的机理最为复杂，而且其对机组振动起着至关重要的作用。国内外对这一部分的研究也是投入最大。
水流对水电机组过流部件所产生的扰动力作用在各部件上，使其产生交变的机械应力及振动，并有可能产生电机功率摆动。当激振频率与机组固定频率相同或相近时，就产生共振，这有可能会使整个机组振动过大而发生重大事故。
水电机组的水力振动是水力机械相互作用的而产生的。机组的水力振动主要有两个方面：一是过流部件中流速场速度分布不均匀产生压力脉动，这个压力脉动是零部件的激振源；二是水流绕流后，脱流漩涡所诱发的压力脉动。
由于水流特性不易掌握，水力振动的机理十分复杂，许多现象目前不能用理论系统地解释和计算，只能依靠试验来认识和解释振动现象。试验有真机试验和模型试验，模型机组振动和真机振动之间的关系也很复杂，所以模型振动试验只能部分反映真机的情况，要研究真机的振动现象必须进行现场试验。
2.4.3.1 尾水管内水流引起的低频振动
低频涡带是混流式机组以及轴流定桨式机组普遍存在的振动源。由于各种原因，如进口速度不均，叶片正面的脱流等随机因素，使得流道内的涡环呈轴不对称布置，这样形成了螺旋形漩涡。螺旋形涡带（涡核）在尾水管中旋转的频率称为压力脉动的频率。此脉动频率经实验证实在尾水管处都一样，而且与涡带频率对应的为单位时间里水流绕圆管旋转的次数（旋转频率）。
混流式水轮机的涡带频率为： (2-17)图2-6 涡带频率计算示意图
ra,β—中央流线出口处半径和安放角。
如（图2-1）n —水轮机转速
D2 —下环出口处半径K —理论公式的修正系数
通常水轮机尾水管内振动频率与转速的关系表示为： (2-18)
式中μS为计算系数，对于低负荷下混流式水轮机尾水管内的低频压力脉动频率，μS可近似为：
a） 雷甘斯的经验公式：b） 细井丰实验公式：
从公式2-7和2-8可知涡带频率与转速以及转轮的几何尺寸有关。对于不同型号和容量的机组，其涡带频率都不一样。
由于涡带的波动周期长、波幅大，而且与水轮机旋转部件接触面积大，易引起机组轴系振动。
尾水管中的脉动压力，除上述的低频涡带外，还有中频和高频脉动压力。中频脉动压力频率接近机组的转频，其易引起机组振动和压力管道振动。
多数试验表明，在强制涡核中心的压力高于汽化压力且无空腔空蚀时，尾水管中的压力脉动幅值和吸出高度Hs基本无关。当Hs增大到强制涡核开始出现空腔空蚀，压力脉动开始急剧增加，使压力脉动幅值达到最大值。当Hs再增大，压力脉动幅值反而减小，这是因为强制涡核内溶解空气和游离空气增多到一定程度时起了稳定和阻尼作用。
2.4.3.2叶片与导叶振动
由于进水不均匀，造成漩涡进入涡壳，这些分散的小漩涡可能汇集成较大得涡带进入转轮而引起振动。振频为：
f叶= Z叶f0 (2-19)式中 f0 ——转频
Z叶——转轮叶片数。
导叶造成的水流不均匀，会引起导叶出水边处边界层脱流，形成涡带，进入转轮引起振动。对低比转速水轮机，因水轮机转轮十分靠近导叶出水边，故影响较大，对于高比转速水轮机，因导叶出水边距转轮进水边距离大，影响较小。
导叶频率为：f导= Z导f0 (2-20)
式中 f0 ——转频
Z导——转轮导叶数
由式2-9和式2-10可知叶片的频率和导叶的频率为转频的倍数。轴流式水轮机的叶片振动主要是因为当环量沿导叶高度分布不均时产生的涡带引起的。叶片出口的卡门涡列也是引起水轮机叶片和导叶振动的振源之一。卡门涡的脉动频率为：
(Hz) (2-21)式中W2——叶片出口边缘的相对流速，
D——叶片出口边缘的厚度，
C——与雷诺数Re有关的系数，一般为0.18～0.22。
2.4.3.3迷宫止漏装置中的压力脉动
水轮机的迷宫式密封装置用来减小水轮机的漏水损失，其利用水流在迷宫内流动时，流动阻力增加的原理来进行止漏。流动阻力的大小取决于迷宫的形式和结构尺寸。中、高水头的混流式水轮机的迷宫止漏装置前后形成较大的压力差，间隙较小，所以当机组发生周期性偏心运动时，容易在间隙中造成较大的压力脉动。压力脉动的大小与迷宫进出口的压力差、阻力系数、迷宫间隙等因素有关。它的压力脉动频率一般为转频，它所引起的径向不平衡力还与迷宫的轴向长度有关。
机组主轴安装时可能出现转轮与转轮室不在同一轴线上，或者迷宫止漏的零部件加工安装不精确，尤其是转轮质量不均匀造成的动静不平衡等，均会使机组运行中出现迷宫间隙不均匀。此外，由于轴承间隙不当或机组刚度差，可能产生上下迷宫梳齿间隙偏斜。
出现不均匀间隙后，在小间隙一侧产生侧向推力，造成机组大轴或轴承体的振动，当振动的频率与机组或轴系零部件固有频率重合或相近时，产生共振引起整个机组的自激振动。自激振动不同于受迫振动，振动的能源不具有交变性。自激振动不受周期性外力的作用，它借助于自身的振动和反馈，维持系统的振动，自激振动可以看作为一个无阻尼的稳态自由振动。
迷宫环引起的自激振动有多种情况，迷宫环止水结构的各个环节都可以引起自激振动，每个环节引起的振动都不一样，如外迷宫、上下梳齿引起的自激振动表现出不同的形态。自激振动形态包括：转动部分的弓状回旋、转动部分的轴向振动、支持部分的轴向振动、顶盖以及转轮的回旋振动等。
发生自激弓状回旋的条件：一是转动部分要有一个初始变化或摆度，摆度越大，越容易发生自激振动；二是存在一个正反馈的环节，改变导轴瓦间隙或配重等都可以减小反馈。
2.4.3.4机组的小负荷振动
在进行真机现场试验时，发现许多机组存在一个小负荷振动区，如刘家峡、隔河岩、天生桥以及丹江机组在导叶开度25%时，存在一个范围较窄的振动区。水电机组的小负荷水力振动的机理目前不清楚，但是关于它的产生存在两种说法：一种说法是顶盖—尾水管水力谐振，正常情况下，水流经导叶后，大部分的水流通过转轮流向尾水管，但是有极少量的水流通过转轮的上下迷宫漏向尾水管，而这部分水流在一定条件下，会顶盖—尾水管间的水力谐振；还有人认为这种小负荷振动其实就是尾水管涡带引起的。
小负荷振动具有很明显的特点，其振动频率比转频略高，大约为转频的1.1倍，振动发生时的负荷也低于涡带振动的负荷。小出力水力振动对水头和负荷较敏感，且振动各幅值最大值不在同一工况。
2.4.3.5其它类型的水力振动
(1)涡壳、导叶引水不均引起的振动
涡壳中的不均匀流场以及导叶后的不均匀流场都会引起机组振动。涡壳引水不均引起压力脉动主要发生在涡壳的鼻端，由于水流在涡壳里不是理想流，存在摩擦，因此由鼻端处的隔板隔开的两股水流具有不同的能量，即这两股水流的压力和流速不同，这两股水流在鼻端后相遇就会发生扰动，扰动水流通过导叶流道与转轮相碰撞就会产生压力脉动。蜗壳不均匀流引起的振动，其频率与转频和转轮叶片数相关。
由于导叶加工和安装上的误差，各个叶片和各个流道的形状和尺寸存在差异，这些差别会使水流产生扰动，扰动水流进入转轮区就会与转轮发生撞击，引起水轮机的振动和压力脉动，其脉动频率与导叶数、转轮叶片数和转频有关：
(2-22)（2）叶片进口边附近的脱流
非设计工况下，转轮叶片的进口边将会发生脱流，这种脱流形成的压力脉动一般时随机性的，大多引起无规律的噪声，这种脉动频率一般与叶片数有关。
（3）引水压力管道的振动
当有水压波传到水电机组引水压力钢管中，可能会引起引水钢管的振动，尤其是当水压波的频率接近或等于压力钢管的固有频率时，则会产生共振，使压力钢管产生强烈振动。
（4）颤振
定常流动中叶片从水流获得能量而发生振动的现象称之为颤振，这
时叶片必须因流体作用而产生弯曲。颤振的频率一般为叶片的固有频率。
机组的振动往往是以上多种原因引起的，但有可能是某一种起主要作用，这可从采集的机组振动信号分析得出。
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