水电机组振动监测与评价技术综述

张 飞，刘兴华，潘伟峰，潘罗平

（1.国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院，北京100761；2.浙江国贸集团东方机电工程股份有限公司，杭州310016；3.南瑞集团 （国网电力科学研究院）有限公司，南京210003；4.天津水利电力机电研究所，天津301900）

0 前言

水电机组振动监测与评价是以信息技术为载体，以保障水电机组运行安全为目标，利用传感器对水电机组关键部件振动进行监测，采用振动特征值分析以实现机组状态参数量化并为检修决策提供支撑的工程技术方法。振动监测与评价提供了水电机组运行的动态信息，是状态监测、健康评价、征兆预警和决策支撑的重要基础，是实现计划检修（Scheduled Maintenance）或故障检修（Fail-fix Maintenance）向预防性检修（Preventive Maintenance）、状态检修（Condition-based Maintenance）等新型检修模式过度的基础，同时也是实现水电资产价值提升和水电机组全寿命周期管理的有效措施。因此，水轮发电机振动监测与评价在现代水电厂中占有重要的地位。

水电机组振动监测与我国状态检修工作的发展紧密相关［1］，在俄罗斯舒申斯克－萨扬事件后水电机组监测进入了快速发展阶段。2009年国家电监会发出通知要求加强机组状态监测，大中型水电站应当安装机组在线监测装置，加强机组振动、摆度等运行参数的监测、记录和分析，对振动异常应立即停机检查，查明原因和处理合格后方可按规定程序恢复机组运行。国家能源局在2014年出版的 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中对上述要求进行了明确。

目前水电机组振动监测已基本实现标准化，但是对测量结果的评价标准化却存在诸多问题［2］。由于水电机组属于定制化产品，每座电站的水头和单机容量均存在差异，即使是同一类型的机组，其安装也存在差异，这导致机组振动特征值各异。即使同一台机组，在不同的运行工况点其振动数值也明显存在差异。因而，振动测试结果定值化评价对具体机组而言存在较大困难。现阶段，各标准评价方案均是基于已有机组的运行经验、现场试验数据等，经统计分析后所获得的成果，未能充分考虑结构材料本身的特点，造成某些机组根据标准不能运行而实际运行情况良好的矛盾，以及一些机组根据标准设置定值导致运行困难的问题。同时，有必要看到世界上已经投运多台变速抽水蓄能机组，一些常规混流式水轮机也正在进行变速化改造，机组的转速变化范围可以达到额定转速的40%［3］，而目前相关标准中振动多以转速为依据、对70%～100%额定负荷的稳态工况进行评价，这是难以满足变速机组运行需求的。

综上，无论从技术层面还是管理层面，强化水电机组振动监测与评价符合我国现阶段能源生产要求。现代状态检修体系的构建对水电机组振动监测与评价提出了新的要求，振动监测与评价的目标是实现机组性能评价与劣化评估，异常判断与报警停机，故障识别与寿命预估等，这一领域中仍有一些问题需要解决，如：监测对象涉及标准多而不统一，同一监测点不同特征值 （振动位移峰峰值与速度有效值）评价之间存在冲突等。基于此，本文以立轴式水轮发电机组振动为研究对象，对振动监测所涉及的问题进行了梳理，从学术和产业两个角度阐明了未来需要发展的方向，以期能够对水电机组振动监测与评价起到指引作用。

1 振动监测

1.1 测点布置

水电机组部件分为旋转部件与固定部件，相应监测分为旋转部件监测和固定部件监测。旋转部件监测主要是监测主轴径向振动 （摆度）与轴向振动，固定部件监测以顶盖振动、支架振动和机座、铁芯振动为主，其中支架振动分为承受轴向力的支架振动 （推力轴承支架）和承受径向力的支架振动 （导轴承支架）。在涉及发电机基本技术条件［4］和水轮机 （水泵）基本技术条件［5，6］的标准中分别给出了相应测点，在机组振动或状态监测标准［7－9］中则给出了机组的测点布置。各标准所涵盖的测点一致，综合列于表1，分布如图1所示。在本文叙述中，由于工程上称“振动”意指固定部件，而常称旋转部件径向振动为摆度，下文叙述时按工程习惯叙述。

图1 水轮发电机振动监测传感器分布图

表1 水轮发电机振动测点配置

分别在导轴承位置处测量旋转轴两个相互垂直方向的相对摆度；导轴承承受机组径向力，定子铁芯径向承受磁拉力，因此导轴承位置处机架和定子机座以水平振动监测为主、垂直振动监测为辅；定子机座用于固定铁芯等部件，同时有些机组定子机座承受轴向力，因此同时监测水平和垂直振动。进行测点布置时，为方便故障分析，水平振动传感器与摆度传感器放置在同一方向。

振动是作用力与结构动力学刚度的比值。机组运行过程中必然受疲劳、磨损、变形等影响，机组振动发生改变的原因在于两个方面：一是受力情况发生改变，如随运行时间延长，主轴连接件配合出现松动，导致轴的不平行度增大、转子不平衡加剧，对轴承产生附加动力载荷；二是结构的动力学刚度发生变化，如随着油温升高，油膜刚度增大，由于长期运行导致的基础开裂、支撑刚度降低等。因而，振动监测能够反映机组相应部件的受力情况或者结构动力学刚度的变化，相应的测点也应该设置在对振动敏感的区域。然而，需要指出，由于不同机组其结构设计存在差异，标准所给出的测点位置实际可能并非机组振动最大位置处，相应监测部件的受力和动力学刚度变化反应并非最为灵敏。受安装位置限制，轴向位移与摆度测点设置在导轴承处是最为经济、合理的；固定部件振动测点的合理安放位置则有必要进行适度优化，具体电站宜做具体分析，以便为合理评价机组状态奠定基础。

随着科技水平的提升，机组振动监测成本不断降低，机组振动监测系统有融合其他参数同时监测的趋势，主要包括噪声、压力脉动、气隙监测等［10，11］。

1.2 传感器类型

可以采用三种物理单位实现振动的量化：位移、速度和加速度，三者分别对应了振动幅度、振动部件能量和振动部件所受的冲击力。理论上，三者可以相互转化，位移的一阶导数为速度，速度的一阶导数为加速度，然而受限于传感器实现原理的不同，各物理单位对应传感器的频率响应范围存在差异，因而实际应用时，不同传感器各有其应用范围。其次，理论上虽可对某一种传感器的输出进行积分或微分得到所需的振动参数，但是传感器的输出会不可避免地存在偏移现象，同一信号源不同的积分／微分方法导致结果不同，当采用积分或者微分方法获取信号时可能引发意外误差，特别是在过渡过程工况下。因而，各振动量 （位移、速度、加速度）应分别采用专门型式的传感器测量，不建议采用软件积分或微分方式获取振动信号。

不同的物理量适用的机组故障型式存在明显差异。同一部件，相同位移幅值时，频率高则交变应力大，危害也越大，因此故障频率越高，对其位移幅值的控制应越严格。振动速度幅值是振动位移乘以振动频率，同时反映了振动频率与振动位移的影响，因而比单一的振动位移全面。振动加速度幅值能反映系统受到冲击力的变化，是振动速度幅值与振动频率的乘积，适用于主要故障频率高于1kHz的振动分析。

理论分析表明：振动部件疲劳与振动速度成正比，振动产生的能量正比于振动速度的平方，磨损疲劳等缺陷主要由能量传递导致，而振动速度有效值反映了振动强度，因此适宜采用速度值评价部件振动；对于低频振动，主要考虑位移造成的破坏，其实质是疲劳性破坏，而非能量性破坏。通常来说，低频振动的频率一般小于10Hz，中频振动为10～1000Hz，高频振动为1000Hz以上。这一划分并不严格，低频与中频、中频与高频之间存在重叠。故障诊断时为突出故障频率成分，对低频采用位移、中频采用速度、高频采用加速度信号。

水电机组转速范围为60～1000r／min，对应的转频为1～16.7Hz，尾水管低频涡带低至0.20～0.45倍转频［12］，考虑由活动导叶与转轮叶片所引发的动静干涉［13］及卡门涡现象［14］，其高频约为数十倍的转频，为数百赫兹。因此，对于低转速机组固定部件的振动监测，传感器应覆盖或者部分覆盖比较低的频率，受速度传感器低频响应限制，需要对低频特性做适当调理。

主轴摆度以相对位移为主，采用非接触式电涡流位移传感器进行测量，其结果反映了主轴相对于导轴承的位移，目前普遍电涡流位移传感器的频率响应范围均能实现0到数千赫兹。

固定部件振动方面，根据我国标准规定［7，8］：对应转速不大于300r／min的低速机组采用低频速度传感器，测量振动位移；对于大于300r／min的中高速机组采用加速度传感器或速度传感器，测量机组的振动速度。惯性式传感器存在最低自振频率，只有频率较高时方可实现振动的有效测量。目前速度传感器主要有两种：低频位移输出型速度传感器和速度输出型速度传感器，两者多以动圈式传感器为主。前者采用硬件调理电路对振动速度进行积分，并在低频段进行补偿后输出与位移成正比的电压或电流，适用于转速较低的机组振动测量；后者直接输出与振动速度成正比的电压或电流，适用于转速较高的机组振动测量。由于评价标准的欠缺，极少采用加速度传感器测量并评价机组振动。

1.3 信号质量

高质量的测试信号是计算振动特征值的基础。振动信号从被测对象至监测系统需经过一系列链条，如图2所示。

图2 信号链条

任何信号都不可避免被噪声所干扰，噪声在整个信号链条是广泛存在的，从而给测量结果带来一定程度的不确定性。传感器感知被测部件的位移、速度或加速度会受到噪声干扰，有信号调理过程中受到的供电干扰，导线传输信号过程受到的站内电磁噪声干扰，抗混叠滤波器带来的滤波器噪声，模数转换器的量化噪声等。因而应合理评估每个环节对信号质量产生的影响，这包括：考虑量程、精度、响应频率等特性在内的传感器选型是否适合于被测对象，信号调理的方式方法是否正确，导线是否采用适当的屏蔽措施，数据采集仪器选型是否合理 （数据采集时混叠滤波器的参数是否适当，采样频率是否满足监测需求，模数转换的位数是否合理等）等。目前尚未有研究人员对水电机组振动整个监测环节的测试误差进行详细报道，应建立图2中从被测对象至数字波形的噪声评价方法，以实现对测试结果的可靠性评价。

对于摆度信号，需要特别注意机械摆度和电气摆度对真实信号的影响。机械摆度是由于电涡流位移传感器位置处存在轴表面缺陷、不光滑导致；电气摆度则由电涡流位移传感器位置处主轴非均匀材料磁导率导致磁场在某些区域存在不均匀的现象而产生。机械摆度和电气摆度不是转子系统的动态响应，有时将造成摆度信号畸变，直接影响特征值的计算。

2 振动特征值

振动信号分析涉及多种技术，主要包括时域技术、频域技术及倒频域技术，而用于水电机组振动标准体系的主要是时域技术和频域技术。时域中，采用特征值对机组振动情况进行量化以评定机组稳定性，广泛采用的特征值主要是振动位移峰峰值和速度有效值 （振动烈度）；频域中，对振动信号进行频谱分析以判断机组异常振动产生的原因。

时域中水电机组振动信号的有效值与常规信号有效值计算相同，本文不再赘述，峰峰值则有较大差异。正弦信号的峰峰值为单峰值的两倍，振动信号中由于频率成分丰富且受噪声干扰，其峰峰值采用分位数法进行定义，工程上称为置信度法或置信区间法［15］，如图 3所示。

图3 振动峰峰值定义

以置信区间95%，上、下侧分位数分别为2.5%和97.5%为例，其计算方法为：对一定时间内连续采样信号进行排序，删除较大的2.5%序列和较小的2.5%序列，以删除后序列最大值与最小值的差值作为峰峰值。采用置信度法时不需要对采集到的信号进行滤波操作，噪声敏感度低［15］。该方法能有效抑制信号中的冲击性噪声成分，对含其他类型噪声的信号，会导致峰峰值与真实值之间略有差异。摆度峰峰值表明了轴在受约束情况下在瓦间隙内的运动情况。相同工况下，当转动部件不平衡、不对中等故障程度恶化时，其对应的数值也增大。

除峰峰值和有效值外，特征值还包括转频幅值、转频相位、倍转频幅值、倍转频相位、主频、轴心位置坐标等，但目前来说，水电机组振动与摆度评价均是通过峰峰值和有效值实现。由于旋转机械振动分析中重要的一倍频矢量、二倍频矢量等并未得到有效利用，导致单一的峰峰值和有效值并不能够实现对机组异常状态的准确识别。

3 振动评价

3.1 标准体系

涉及机组振动监测评价相关的现行有效国内外标准列于表2，其中国内标准包括国家标准、电力行业标准和水利行业标准。

表2 机组振动评级涉及的标准

上述标准中 GB／T 6075.5-2002［17］等同采用 ISO 10816.5-2000［30］，GB／T 11348.5-2008［19］等同采用 ISO 7919.5-2005［31］，ISO 10186.5-2000［30］与 ISO 7919.5-2005［31］已 合 并 到 新 版 ISO／IEC 20816.5-2018［16］中。GB／T 32584-2016［22］与 ISO／IEC 20816.5-2018［16］基本一致，因此本节对各标准限值梳理时均采用国内标准，不对国际标准单独区分。

表2中所列涉及的振动评价标准可以分为四类：安装技术规范、运行与检修技术规范、基本技术条件和试验技术规范。安装技术规范给出了新装机组须满足的振动限值，主要由安装单位提出；运行与检修规范给出了水电机组在长期运行或检修后应满足的振动限值，主要由运行维护单位制定；基本技术条件给出了现场试验及试运行时的限值，主要由主机制造厂家主导制定；试验技术规范则由科研院所主导制定，主要包含测试与评价两个部分，给出了测什么、如何测、怎么评的方案。考虑到标准的适用性以及标准本身是妥协的过程，具体某一标准的制定均是由设计、制造、运维等多方共同参与的结果。

由于发电机振动分为固定部件振动与旋转部件振动，因此各标准中也分别对固定部件和旋转部件振动进行评价。固定部件中，根据机架受力情况进行区分，推力轴承机架轴向受力因而评价其垂直振动，导轴承机架径向受力因而评价其水平振动，定子机座和铁芯主要承受径向作用力因而评价其径向振动。但在GB／T 32584-2016［22］中并不区分机架的径向与轴向振动，统一简化为发电机驱动端和非驱动端振动。旋转部件振动包括径向振动与轴向振动，各标准中普遍对径向振动进行评价而不考虑轴向振动。

3.2 评价区域

各标准均规定了稳态运行工况下或正常运行工况的限值，然而关于稳态运行工况和正常运行工况的定义却不一致。以稳态运行工况为例，即使在同一标准内，振动值所适用的稳态运行工况也不一致。如：GB／T 15468-2006［6］表 4给出的混流式水轮机相应水头下的机组保证功率范围为45%～100%额定出力，该标准5.5.2条规定 “在保证的稳定运行范围内，立式水轮机顶盖以及卧式水轮机轴承座的垂直方向和水平方向的振动值，应不大于表5的规定要求”，而表5的备注则指明 “振动值系指在除过速运行以外的各种运行工况下的双振幅值”。有些标准定值模糊，如：DL／T 293-2011［23］第 4.2.5条规定 “正常运行工况下，主轴相对振动 （摆度）应不大于GB／T 11348.5中相关规定的上限线，且不超过轴承总间隙的75%”，这 与 GB／T 15468-2006［6］和 GB／T 22581-2008［5］表述 “在正常运行工况下，主轴相对振动（摆度）应不大于GB／T 11348.5-2002图A.2中所规定的B区上限线，且不超过轴承间隙的75%”不一致，同时，最新修订的GB／T 11348.5-2008［19］只规定了报警值和跳机值的上限，对正常运行工况下的上限线无明确规定。有些标准中 “稳定运行工况”和“正常运行工况”均被提及，当 “稳定运行工况”有特指负荷范围时，按特指的负荷范围统计，当稳定运行工况与正常运行工况无特指时，按额定转速负荷随机 （0～100%）统计。振动和摆度涉及的各标准适用工况范围分别如图4和图5所示，该图对应的机组型式为混流式机组。

图5 摆度评价涉及的各标准适用工况范围

从图4和图5中可见，同一标准中振动和摆度的评价标准适用负荷范围是有区别的，当引用同一标准对振动和摆度同时进行评价时，需明确区分其所适用的工况区域。该问题对应的另一面是同一个评价限值在不同的标准中对应的工况不同，在3.3节将详细阐述，这给评价带来了很大困扰。因此，未来在各标准的修订过程中关于振动与摆度的评价中应明确限值的适用工况范围，且应注重相关标准之间的衔接，以更好地指导工程实践。

近些年来，随着新能源并网容量占比不断提高，机组水力设计水平提升以及水电机组变速化发展，水轮机的稳定运行区范围逐渐拓展，有些机组已能够实现全负荷范围内运行，有些机组将实现变转速化运行，现有的评价区域已难以覆盖水轮机常规运行区域，应根据实际需要拓展。同时，对于过渡过程，包括开机带负荷、甩负荷、抽水蓄能机组工况转换等过程，各标准均未规定。

3.3 振动与摆度评价

表2所列固定部件评价标准中，除GB／T 6075.5-2002［17］、GB／T 32584-2016［22］和 DL／T 1904-2018［28］外，均依据机组转速建立了不同的评定限值。典型常规发电机评定见表3（引自 GB／T 8564-2003［18］），发电电动机评定见表4，表中单位均为mm。

表3 水轮发电机振动允许值

表4 发电电动机振动允许值

根据文献 ［32］记载，我国根据转速对振动进行评价始于原水利电力部编制的SDJ-79《电力建设施工及验收技术规范》，1988年，水利电力部、国家机械工业委员会颁布了GB 8564-88《水轮发电机组安装技术规范》正式取代了SDJ-79；2003年，国家质检总局颁布了 GB／T 8564-2003［18］，修订了 GB 8564-88。这部标准是我国水电机组安装的纲领性文件，有力地推动了我国水电机组安装技术水平的进步。该标准历次均采用了表3所示的按转速进行振动评定的方法，随着安装技术水平的进步，在轴承支架振动方面，GB／T 8564-2003较GB 8564-88相应转速下的振动值均降低了0.02～0.03mm，而定子铁芯部位机座水平振动则保持一致，同时增加了定子铁芯水平振动。大型抽水蓄能机组由于转速较高，涉及抽水蓄能机组的专用标准中只采用了两档转速。

目前，除等同采用国际标准的 GB／T 6075.5-2002［17］、 GB／T 11348.5-2008［19］、 GB／T 32584-2016［22］和 DL／T 507-2014［25］，现行规范中的涉及机组振动评价的限值均引自 GB／T 8564-2003［18］。在评价定子铁芯部位机座的水平振动时，同为安装技术规范的 DL／T 507-2014［25］较 GB／T 8564-2003［18］值略大。一方面，由于压电式加速度传感器较动圈式速度传感器具有价格低、体积小、抗电磁干扰能力强、不易损坏等优点；另一方面，定子铁芯振动主要关注因电磁效应导致的极频振动，主频为100Hz，对水电机组而言属于高频振动，因而定子铁芯振动多采用加速度传感器测量。根据相关标准，对定子铁芯的振动评价均为测量位移量，此时需要用软件或硬件积分两次获得位移值，这导致位移数值准确性存疑。同时注意到，定子铁芯振动监测是近些年开展的，尚缺乏运行统计数据，以支撑运行机组的评价。

现有标准体系下，在固定部件振动定值评价中，一个亟需解决的问题是同一个数值体系 （见表3）在不同的标准中适用工况不同的情况 （如图4所示）。机组的寿命符合浴盆曲线，振动级别也符合同样的浴盆曲线［33］。根据机组在寿命周期中所处的阶段的不同，GB／T 8564-2003［18］、DL／T 507-2014［25］等安装技术规范对于在适用于新装机组或检修机组启动及试运行阶段的振动评价中，应首先明确其数值适用的工况。对于长期运行的商运机组，应按相应基本技术条件或运行规程进行评定，而这些规程允许值一是适用工况与安装技术规范不同，二是允许值与安装技术规程无差异，这是不科学的。引起这一问题主要有两方面原因：一是在机组设计时，限于基于振动分析的结构设计分析方法，不能有效提供机组长期运行允许的振动限值；二是对已运行的机组的振动仍缺乏长期跟踪、分析，未能从运行统计方面给出合理的限值。关于第一个问题尚未形成标准，但从第二个问题着手的基于全世界水电机组运行数据所制定的标准GB／T 32584-2016［22］给出了部分机组的机架振动限值方案。该标准不区分机组转速，统一采用速度有效值对机架振动进行评价，由于振动速度幅值同时反映了振动频率与振动位移的影响，较单一的振动位移全面。考虑目前的振动速度传感器已能实现对低至0.3Hz振动的有效测量，故采用速度有效值进行评价是可行的。但是在这一标准实际执行过程中也遇到了问题，随着我国抽水蓄能机组的变转速化，导致负荷范围扩大，常规混流式机组运行范围也不仅限于70%～100%额定负荷区间，因此其适用范围受限。其次，同一类型机组不加区分的采用同一定值容易使得一些机组评价脱离实际情况。

由于机组设计、制造、安装及运维各方面都会对机组振动产生影响，同一型式机组之间也存在很大差异，在满足 GB／T 8564-2003［18］振动限值条件下，一个合理的途径是采用基于趋势分析的方法对机组振动情况进行评价，这点同样适用于摆度评价。在机组安装或检修基础上设定机组振动基准，按照振动特征值偏离基准值的程度进行评定，这一方式即GB／T 32584-2016［22］第6.3节所述的评价准则Ⅱ，一个典型案例即Eduard E［34］等人所做的有益探索，其对西班牙21台抽水蓄能机组进行了长达15年的持续监测，在摸清机组振动特性的基础上，根据监测位置不同，采用差异化的频带监测手段长期对机组振动情况进行跟踪，建立不同报警值，实现了对机组性能劣化的研判。

摆度评价与振动评价存在的问题基本一致。但对有些机组而言，摆度较振动存在明显的趋势收敛问题，如图6所示。图6中给出了某抽蓄机组8次启机至摆度稳定过程中的上导摆度混频幅值趋势。机组在开机后调整至指定负荷运行时，由于机组运行初期未达到热稳定，一方面，受温度影响，油膜、导轴承、机架、基础等构件合成刚度偏小，另一方面，由旋转不平衡造成的激振力具有较大的幅值，因而摆度混频幅值比较大，而后随温度上升趋稳，致使刚度增大并稳定、不平衡激振力趋于稳定，摆度混频幅值逐渐收敛，这一发展是从限值上至限值下的动态过程。对于频繁启停的机组，这将是一个循环往复的过程，显然不能评价为循环 “合格－不合格”。

图6 某抽水蓄能机组开机带负荷过程摆度峰峰值参数趋势

3.4 以支撑状态检修为核心的振动评价

随着技术的进步，机组检修由计划检修向状态检修过渡是必然趋势。国家能源局先后发布了两项电力行业标准DL／T 1246-2013《水电站设备状态检修管理导则》［35］和 DL／T 1809-2018《水电厂设备状态检修决策支持系统技术导则》［36］，明确要建设水电站状态检修技术支持系统，而水电机组的振动监测与评价是状态检修决策支撑的重要系统之一，如何综合利用现有振动监测系统与评价标准以支撑状态检修体系的建设是摆在当前本专业科研人员面前的重要课题。

多数旋转机械故障会在振动信号中有所反应，因此加强振动监测是有效预防机组重特大安全事故的有效手段。目前，多家单位已建立了包含水电机组振动监测与性能评估的状态评价中心，积累了丰富的数据，并进行了卓有成效的数据挖掘工作［37，38］。但整体来看仍存在以下四方面需要解决的问题：

（1）重集成轻应用。当前，很多电站的机组振动监测与评价已集成到机组状态在线评价系统中，该系统通常涵盖振动、气隙、局放、空化等多维监测。振动监测与评价已成为机组状态在线的一个子单元，从应用效果来说，这可能并非最优。强调开发大而全的系统，而不是专业程度高、故障反应灵敏的系统，这导致很多情况下振动监测并未实现机组异常状态的有效识别，从而造成了机组 “故障未跳机，事后才追忆”的问题。

（2）重理论轻实践。水电机组异常识别与评价模型不断涌现，如采用小波变换［39］、经验模态分解［40］等各种方法实现水电机组振动信号特征提取，采用基于专家系统［41］、混合智能［42］等方法实现故障诊断，这些方法一定程度上拓展了机组异常状态识别和故障预测的研究领域，然而这并未从本质上提升对于振动机组的性能评价。机组发生异常，首先应做到可靠停机，将故障影响限制在可控范围内，其次是故障后的原因分析。目前，振动监测系统仍不能向继电保护一样可靠地实现异常跳机，根据机组实际运行工况，大多系统仍采取放大限值加延时以及多个振动特征值同时越限方式停机，这样的方式实际上造成了故障的扩大化。因此，目前亟需解决的课题是在有效提高自动化元件可靠性的基础上实现水电机组异常振动保护功能的继电保护化，使振动异常保护能够像电气量保护一样可靠动作停机。

（3）重建设轻维护。在多方共同推动下，新建电站机组已实现振动监测全覆盖，改、扩建机组也基本安装了振动监测系统，但是机组投入商运后普遍存在振动监测系统维护不完善的问题。对大型水电机组而言，振动监测设备一次性投资成本在整个机组投资中占比一般不高于1%，因此振动监测并不显著影响投资预算，普遍能够做到一次性投入。随着时间延长，机组与振动监测设备性能同时存在劣化问题，现阶段机组普遍能够被定期检修维护，而振动监测设备的维护则较为匮乏，这一定程度上弱化了机组异常振动保护。要解决这一问题，应从制度上保障振动监测设备的长期稳定运行，根本上践行 “防事故于未然”的思想。

（4）重设备轻人才。振动评价的主体是运维单位，然而运维单位普遍存在投入不足、缺乏专业化状态评价人才的情况。通常机组性能劣化不是短期过程，这导致振动监测必然是长期过程。同时注意到，振动监测与评价是跨学科专业，需要技术人员熟悉水轮机、发电机及其相关辅机，对人员层次要求高。在现有职业发展体系下，如何实现对监测人才的培养是值得探讨的问题。水电机组是有机的整体，目前运维体系下，发电机与水轮机分属不同的专业，有些运维单位将监测划归电气二次专业，如何实现有效衔接是摆在我们面前的重要课题之一。

解决上述问题并非一蹴而就，振动监测与评价应以安全为第一目标，同时兼顾技术经济性。目前，水电机组普遍采用考虑运行工况以及延时策略的振动异常保护策略［43－45］，由于变速技术以及水轮发电机组深度调峰技术的应用，这一方式已不能满足电站实际运行需要，应研究全工况下机组振动异常保护问题，做到变转速、变工况时机组振动异常可靠停机。具体而言：机组设计阶段，研究借助现有的结构分析方法给出合理的振动限值，以指导不同工况下机组振动限值的设置；机组安装调试阶段，研究利用先进的调整测试方法确保机组以最优状态投入运行，同时建立机组振动状态评价基准；机组运行阶段，以趋势分析为基础研究不同机组振动的差异化评价方法。

4 结论

本文以立式混流式水电机组为例，综述了振动和摆度监测与评价过程中相关基本问题，包括测点布置、传感器类型选择、信号质量、振动特征值等，梳理了振动与摆度评价涉及的标准体系和各标准的评价限值，提出了以状态检修为核心的标准体系建设中需要注意的问题，获得以下结论：

（1）现有振摆监测系统测点位置存在优化空间；机组振动宜采用速度型振动传感器进行监测；应建立振摆信号质量的评价方法，并在相关标准中体现；

（2）目前的水电机组振摆评价标准体系不规范，同一定值在不同的标准中所对应的工况区差异显著，宜根据机组所处的安装调试与商业运行阶段制定不同的评价限值，应将现有的振摆评价编入同一标准中，以更有效指导水电机组振摆评价；宜在新机组安装调试或检修时建立评价基准，实现机组振摆特征值的趋势评价；

（3）以状态检修为核心的商运机组振摆评价应解决 “重集成轻应用、重理论轻实践、重建设轻维护和重设备轻人才”的问题。

随着我国水电技术的发展，我国已由水电大国走向水电强国，机组设计、制造、安装和运维水平大幅提升，逐渐由技术引进向技术引领方向发展，相关科技人员应在水电机组振动与评价方面做出贡献，以适应我国的水电技术发展趋势。