第二章 水轮机组的主要故障及特点511.docx
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第二章水轮机组的主要故障及特点511
第二章水电机组的主要故障及特点
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）
空蚀程度
1
<0.0577
<0.05
轻微
4
0.577～1.15
0.5～1.0
严重
2
0.0577～0.115
0.05～0.1
中等
5
≥1.15
≥1.0
极严重
3
0.115～0.577
0.1～0.5
较严重
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
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