(完整版)水轮发电机组振动标准的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站是常见的能源发电方式之一，其中水轮发电机机组是核心设备之一。
在水轮发电机机组运行过程中，常常会出现振动问题，严重影响了设备的正常运行和发电效率。
对水轮发电机机组的振动问题进行分析和处理是非常必要的。
本文将探讨水轮发电机机组振动问题的分析和处理方法。
我们需要了解水轮发电机机组振动问题的原因。
水轮发电机机组振动问题主要包括以下几个方面：1. 设备结构问题：水轮发电机机组的结构设计不合理、材料选择不当等会导致振动问题的产生。
2. 水力装置问题：水轮发电机机组的水轮、水管等水力装置存在失衡、堵塞等问题，会引起振动。
3. 机械配合问题：水轮发电机机组的机械零部件的配合精度不高，或者未进行适当的维护和保养，导致振动问题的发生。
4. 运行状态问题：水轮发电机机组的运行状态不稳定，包括负荷变化、冲击负荷等，都会引起振动。
针对以上问题，我们可以采取以下措施来分析和处理水轮发电机机组的振动问题：1. 设备结构优化：通过对水轮发电机机组的结构进行合理优化设计，包括结构模型的改进、材料的优化选择等，以提高设备的稳定性。
2. 水力装置维护：定期对水轮发电机机组的水力装置进行检修和维护，包括清洗水轮和水管，排除堵塞，保持水力装置的平衡状态。
3. 机械零部件配合精度提高：加强对水轮发电机机组的机械零部件配合精度的要求，运用先进的加工技术和精密测量仪器，提高机械零部件的加工精度，减少振动问题的发生。
除了以上方法，还可以通过进行振动监测和分析来进一步确定振动问题的原因和处理方法。
可以利用振动传感器对水轮发电机机组进行实时监测，采集振动数据，并利用专业的振动分析软件进行数据分析，找出振动问题的源头，并制定相应的振动控制措施。
对水轮发电机机组的振动问题进行分析和处理是必要的。
通过采取合适的措施，包括设备结构优化、水力装置维护、机械零部件配合精度提高和运行状态控制等方法，可以有效降低水轮发电机机组的振动问题，提高设备的稳定性和发电效率。
浅谈水轮发电机组的摆度和振动
浅谈水轮发电机组的摆度和振动浅谈水轮发电机组的摆度和振动[摘要] 本文从多方面分析了水轮发电机组产生振动和摆度的原因，对提高水轮发电机组的检修质量、实现机组的安全运行及延长机组的使用寿命有着重要的意义。
[关键词] 水轮发电机组振动摆度原因分析1、前言水轮发电机组在运行中，由于受到机械、水力、电气和气蚀等各方面因素的影响，产生一定量的摆度和振动是不可避免的。
摆度和振动的参量是反映水轮发电机组运行状态的重要参数，同时，异常的摆度和振动也是影响机组寿命的重要原因之一。
因此，对水轮发电机组在运行中出现异常的摆度和振动进行研究和处理有着重要的意义。
2、水轮发电机组产生振动的原因及其对策2.1、机械因素机械方面引起机组振动的因素分析：2.1.1设计、制造加工过程中存在的问题例如设计过程中机组整体支撑结构的刚度偏小、制造加工过程中主轴的加工精度、整个转动部份动平衡校核失准等，这些问题的存在都会直接造成机组在运行过程中出现振动与摆度偏大的现象。
2.1.2安装、运行过程中容易出现的问题1）安装检修过程中，发电机轴与水轮机轴的联接质量、各部导轴承间隙的调整与安装质量、轴线的对中质量等都是影响机组运行中摆度大小的关键因素。
2）在安装检修过程中，由推力头套入大轴的情况引起的摆度和振动。
如：（1）推力头中心线与大轴中心线重合，但绝缘垫厚薄不一，从而将轴线垫歪，造成摆度增大。
（2）绝缘垫厚薄一致，但推力头中心线与轴心线不重合，而是倾斜一个角度。
新机组导致套歪的原因是轴与孔加工时残留的椭圆度、不柱度、平面对中心的不垂直度等一些随机因素造成。
老机组推力头多次拨出与套入，使配合磨损、轴与孔拉毛等一些不确定因素是导致套歪的主要原因，套歪后将产生摆动。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨引言水电站是一种利用水能源进行发电的工程设施，其主要设备之一就是水轮发电机机组。
在水轮发电机机组运行的过程中，振动问题一直是一个难以避免的难题。
振动问题不仅会影响机组的安全稳定运行，还会对机组的寿命和发电效率产生负面影响。
对水轮发电机机组振动问题进行分析和处理是非常重要的。
一、水轮发电机机组振动问题的存在及危害1. 振动问题的存在水轮发电机机组在运行过程中会产生各种类型的振动，其中包括轴向振动、径向振动、扭转振动等。
这些振动可能来源于机组内部的零部件不平衡、磨损、松动，也可能来源于外部因素如水压、水流等。
2. 振动问题的危害水轮发电机机组的振动问题会给机组带来一系列的负面影响。
振动会导致机组零部件的磨损加剧，降低机组的寿命。
振动会引起机组的噪音和震动，给机组设备和工作人员带来安全隐患。
振动还会影响机组的发电效率，降低发电量，增加运行成本。
二、水轮发电机机组振动问题的分析1. 振动问题的原因分析（1）机组内部零部件的不平衡水轮发电机机组在运行过程中，由于零部件的磨损、松动等原因，会使得机组内部的动平衡和静平衡破坏，从而引起不同类型的振动。
（2）机组外部水流、水压等因素在水电站的实际运行中，机组在水流和水压的作用下可能会受到不同方向的力的影响，产生不同类型的振动。
2. 振动问题的特点分析（1）不同频率的振动水轮发电机机组在运行中可能产生不同频率的振动，包括低频振动和高频振动。
不同频率的振动对机组的影响不同，需要有针对性的处理方法。
（2）振动的幅值大小振动的幅值大小会直接影响机组的安全运行和设备寿命，因此对振动幅值的监测和控制是非常重要的。
三、水轮发电机机组振动问题的处理方法1. 振动监测与诊断（1）振动监测为了及时发现和解决振动问题，需要对水轮发电机机组的振动进行定期监测。
可以通过振动传感器等设备进行振动监测，实时监测机组的振动情况。
（2）振动诊断对于振动问题，需要通过振动谱分析、振动信号处理等方法进行诊断，找出振动问题的具体原因和特点，为后续的处理提供依据。
对于水轮发电机组振动的原因及处理方法的研究
对于水轮发电机组振动的原因及处理方法的研究水轮发电机组振动是指水轮机在运行时产生的振动现象。
水轮发电机组振动的原因主要包括以下几个方面：水力因素、结构因素以及操作因素。
首先，水力因素是水轮发电机组振动的主要原因之一、由于水轮机是通过自然水流将水流动能转化为机械能的装置，因此水流的流动状况直接影响水轮机的运行情况。
当水流入口流速过快或者过慢时，会导致水流输运不平稳，产生激烈的水力冲击，从而引起水轮机的振动。
此外，当水轮机在运行中遇到水涡、水柱等突状流场时，也容易引起振动。
其次，结构因素也是水轮发电机组振动的一个重要原因。
水轮机的结构决定了其在运行时的刚度和稳定性。
若水轮机的结构强度不足，或者存在设计缺陷、制造缺陷等问题，都会引起水轮机的振动。
此外，水轮机的附件、导流罩、导叶等也会对水轮机振动产生直接或间接的影响。
最后，操作因素也会对水轮发电机组振动产生影响。
例如，水轮机的启停过程中，由于操作不当或者控制系统故障等原因导致的运行不稳定性，都会引起水轮机振动。
此外，水轮机的维护保养不到位，如轴承磨损、机械连接松动等问题也会导致水轮机振动的发生。
针对水轮发电机组振动问题，可以采取以下处理方法来解决：首先，优化设计和制造工艺。
在水轮机的设计和制造过程中，应充分考虑各种因素对振动的影响，采用合理的结构设计和制造工艺，提高水轮机的刚度和稳定性。
其次，加强水力调节。
通过合理调节水流的流速和流量，减少水轮机在工作过程中的水力冲击和流场扰动，从而降低水轮机的振动。
再次，完善控制系统。
加强水轮机的控制系统，提高水轮机的运行稳定性，避免因操作不当或控制系统故障导致的振动问题。
最后，加强维护保养。
定期对水轮机进行维护保养，检查轴承、机械连接等关键部件的磨损情况，及时处理和修复，确保水轮机的正常运行。
综上所述，水轮发电机组振动是由水力因素、结构因素以及操作因素等多方面因素引起的。
在处理水轮机振动问题时，需要充分考虑各种因素的影响，并采取相应的措施来解决问题，从而确保水轮机的正常运行和发电效率。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水轮发电机机组是水电站中产生电能的重要设备，其正常运行对于水电站的稳定运行和发电效率具有重要影响。
在机组运行过程中，可能会出现振动问题，如果不及时处理和解决，将会对机组设备造成损坏，甚至影响整个水电站的运行。
本文将对水轮发电机机组振动问题进行分析，并探讨相应的处理方法。
一、水轮发电机机组振动问题分析1. 振动产生原因水轮发电机机组振动问题的产生主要有以下几个原因：（1）设备老化：随着机组长时间的运行，设备的部件可能会产生磨损和老化，导致机组振动增大。
（2）不平衡：如果机组叶轮或转子存在不平衡现象，将会导致机组振动。
（3）装配问题：机组在装配过程中，如果未能严格按照要求进行装配，可能会导致机组振动。
（4）液力振动：水轮叶片与水流相互作用时产生的振动，也是机组振动的一种原因。
2. 振动对机组的影响水轮发电机机组的正常运行需要保证机组的稳定性和可靠性，而振动问题将会对机组产生以下影响：（1）损坏设备：长期的振动将会导致机组的部件受损，从而减少设备的使用寿命。
（2）降低效率：机组振动将会影响机组的稳定运行，降低水电站的发电效率。
（3）安全隐患：严重的振动问题可能会导致设备的脱落或损坏，存在安全隐患。
1. 定期检查和维护为了保证水轮发电机机组的正常运行，需要对机组进行定期的检查和维护。
在检查过程中，需要特别关注机组的叶轮、转子、轴承等部件，对于存在磨损或老化的零部件及时更换和修理，以减少振动的产生。
2. 平衡校正对于存在不平衡现象的机组，需要进行平衡校正。
通过动平衡调整机组的叶轮或转子，使得转子在高速旋转时不再产生明显的振动，从而减少振动对机组的影响。
3. 规范安装在机组的装配过程中，需要严格按照安装要求进行操作，确保各个部件的安装位置和角度符合要求。
只有规范的安装，才能减少振动问题的产生。
4. 液力振动控制针对水轮叶片与水流相互作用产生的振动问题，可以采取一定的控制措施，如通过改变叶片的结构或调整水流的流速，减少液力振动对机组的影响。
(完整版)试论述引起水轮发电机组振动的原因
试论述引起水轮发电机组振动的原因、振动机理及相应振动故障的处理措施水轮发电机组的振动与一般动力机械振动有一定差异，机组振动的现象是比较明显的，但振源往往是隐蔽的，除了机器本身转动或固定部分引起的振动外，还需考虑发电机电磁力以及作用于水轮机过流部分的流动压力对系统及其部件振动的影响。
引起水轮发电机组振动的原因多种多样，往往是几种振源同时存在，通常认为使机组产生振动的干扰力源主要来自水力、机械和电气三个方面，三者相互影响、相互作用，常常交织在一起，形成耦合振动。
水轮发电机组的一般振动不会危害机组，但当机组振动超过允许值，尤其是长期振动及发生共振时，对供电质量、机组使用寿命、附属设备及仪器是性能、机组基础和周围的建筑物，甚至对整个水电站的安全经济运行等，都会带来严重的危害。
其危害性大致有以下几类：1)引起机组零部件金属和焊缝间疲劳破坏区的形成和扩大，从而使之产生裂纹，甚至断裂损坏而报废。
2)使机组部分紧固部件松动，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，促使它们加速损坏。
3)加速机组转动部分相互磨损程度。
如大轴剧烈摆动，可使轴与轴瓦的温度升高，使轴瓦烧毁；发电机转子振动过大增加滑环与电刷的磨损程度，并使温度升高，使轴瓦烧毁，并使电刷火花不断增大4)尾水管中形成的涡流脉动压力，可使过水系统发生振荡，机组出力摆动，使尾水管壁产生裂缝，严重时可使整体尾水设施遭到破坏。
5)水轮机组共振引起的后果更加严重。
如机组设备与厂房的共振，可使整个设备和厂房遭到不同程度的损坏1、水力方面水力振动由水轮机水力部分的动水压力的干扰造成的振动叫水力振动。
产生振动的水力因素主要有:尾水管内低频涡带、卡门涡列、叶道涡引起的水力不稳定、过度过程中的不稳定现象、水力不平衡、空腔汽蚀、间隙射流（轴流式水轮机）等。
1.1尾水管内低频涡带尾水管内低频涡带是混流式水轮机和轴流定桨式水轮机在部分负荷时尾水管中出现的一种不稳定流动现象。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站水轮发电机机组振动问题是指水轮发电机在运行过程中产生的振动，一旦出现振动过大或者频率异常，不仅会影响机组正常运行，还会对设备的安全性和寿命造成影响。
对水轮发电机机组的振动问题进行分析和处理至关重要。
对于机组振动问题的分析需要从振动的来源和机理入手。
主要的振动源可以包括水轮叶片不平衡、水轮轴和轴承的不平衡、机组的共振等。
通过仪器测量和分析，可以获取机组振动的频率、幅度和相位等信息，确定振动的产生机理。
针对不同的振动源，可以采取不同的处理方法。
一般来说，对于水轮叶片不平衡引起的振动，可以采用平衡调整、重锤校正等方法进行处理。
对于调整轴承和轴的不平衡，可以采用加工修整、重平衡等方法。
如果机组出现共振问题，可以通过调整机组结构参数、增加阻尼装置等方法进行处理。
在平时运行中也需要加强机组的监测和维护。
定期进行机组振动测试，及时发现问题并进行处理，可以避免振动问题的进一步发展。
而在维护过程中，要定期检查轴承、轴等零部件的磨损情况，并及时更换或修复。
还应注重提高机组的设计和制造质量。
在设计过程中，应合理选择机组结构和参数，尽量避免共振现象的发生。
在制造过程中，要严格按照设计要求进行制造，确保零部件的质量和精度，减少振动源的产生。
水电站水轮发电机机组振动问题的分析处理是一项复杂而重要的任务。
通过仔细分析振动的来源和机理，采取相应的处理方法，加强机组的监测和维护，提高机组的设计和制造质量，才能有效地解决振动问题，保障机组的正常运行和长期稳定性。
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨
水电站水轮发电机机组振动问题分析处理方法的探讨水电站水轮发电机机组是水利水电工程中常见的发电装置，通过水轮机将水流的动能转换为机械能，然后通过电动机将机械能转换为电能。
由于机械部件的运动过程中会产生振动，水轮发电机机组会出现振动问题。
本文将对水轮发电机机组的振动问题进行分析，并探讨处理方法。
一、振动问题的原因分析1. 设计不合理：水轮发电机机组的设计不合理可能是振动问题的主要原因之一。
未考虑到机组运行过程中的共振问题，导致振动加剧。
2. 材料选择不当：机组的材料选择不当也会导致振动问题。
选用的材料强度不够，无法承受机械载荷，导致振动加剧。
3. 不平衡：水轮发电机机组的不平衡也是产生振动的原因之一。
转子的平衡不良会导致机组振动增大。
4. 磨损和松动：机组长时间运行后，机械部件会出现磨损和松动现象，导致振动加剧。
二、振动问题的处理方法1. 设计改进：通过对现有水轮发电机机组的设计进行改进，减少共振现象的发生。
可以利用有限元分析方法进行模拟分析，找出共振频率并加以改进。
2. 材料优化：选用高强度和抗振性能好的材料，能够有效减轻机械部件的振动。
应加强机械部件的刚度，减少振动传递。
3. 平衡处理：对机组转子进行平衡处理，以保证其能够在高速运转时不产生过大的离心力，进而减少振动。
4. 定期维护：定期检查机组的各个部件，发现磨损和松动现象及时进行修复，以减少振动的发生。
5. 增加阻尼：可以通过增加阻尼器的方式来降低机组的振动。
阻尼器可以用来吸收振动能量，减少振动的传递。
三、实验研究通过对水轮发电机机组进行实验研究，可以进一步了解振动问题的产生机理，并验证处理方法的有效性。
可以在实验中模拟机组的运行状况，观察振动的情况，并对处理方法进行验证和改进。
四、案例分析通过对实际水轮发电机机组的振动问题进行案例分析，可以深入了解振动问题的原因，并对不同情况下的处理方法进行比较和评估，为实际工程提供指导。
总结：水轮发电机机组的振动问题对机组的正常运行和寿命会产生很大影响，需要对振动问题进行充分的分析和处理。
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水轮发电机组振动标准的探讨一、概述水轮发电机组的振动由于其所具有机组在制造厂不能进行运行试验、各机组构造和支承条件各异的特点，设计单位和制造厂所编制的振动预测往往和机组的振动状态有着较大程度的差异。
多年来国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）也曾组织制定过相关规程，有关国家先后提出过若干提案，但至今都未形成正式的国际标准。
1. 目前，在国内外广泛使用于水轮发电机组的振动判断标准如表1。
表1二、国际电工委员会（IEC）和国际标准化组织（ISO）汇集各国、各知名标准化协会提案提炼的相关标准铸就了水轮发电机组振动测量、评判标准系列的基石1.ISO 10816-5（2000）《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》是目前最具权威性的轴承座振动评定标准之一（目前，ISO 10816已替代了ISO 2372 和ISO 3945）。
GB/T 6075.5-2002《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第 5部分：水力发电厂和泵站机组》实际上相当于ISO 10816-5（2000）的中译本，因此，完全可以GB/T 6075.5-2002替代国际标准化组织的相关标准ISO 10816-5（2000）。
相关的主要内容是：1）对轴承座绝对振动的测量，通常用惯性传感器测量振动速度V rms，单位为mm/s(对于300～1800r/min的中高速机组而言，低于300r/min机组建议测量振动位移S P-P，单位为μm)。
在支架振动响应可以忽略的情况下，也可将位移传感器固定在刚性支架上，直接测量振动位移S P-P。
2）上下导轴承座均支撑于基础上的立式机组，水轮机工况的推荐值参见表3、图1。
表3的推荐值参见表4、图2。
图1 上下导轴承座均支撑于基础上 图2上导轴承座支承于发电机定子上表3、4中表内区域划分应理解为：A 为优良，B 为合格，C 区为不宜持续运行而须采取补救措施，D 区则为振动严重足以损坏机组（参见附录2）。
4)泵工况和特殊运行工况的评价则缺乏足够的数据支持。
5）报警值在任何情况下均不得超过区域B 上限的1.25倍。
6）停机值一般不得超过区域C 上限值的1.25倍。
2.ISO 7919-5（2005）《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第5部分：水力发电厂和泵站机组》也是目前国际标准化组织的主要振动标准，GB/T 11348.5-2008 《旋转机械转轴径向振动的测量和评定 第5部分：水力发电厂和泵站机组》实际上相当于是ISO 7919-5（2005）的中译本。
1997年颁布的第一版ISO7919-5经数据库不断扩大， 2005年进行改版为第二版的ISO7919-5，国内对应标准GB/T 11348.5也于2008年相应进行了改版。
其中最大的变化即是将老标准的四个小分区A 、B 、C 、D 改为A-B 和C-D 两个大分区。
其相关的主要内容是： 1）本标准适用于各类水轮机带动的所有机组，而水泵水轮机转轴振动幅值可以比正常规定略高。
2）在水轮机稳态负荷运行工况下，机组振动的位移幅值测量评定标准参见图2（转轴测量平面内的最大相对振动位移值的推荐值S max ）、图3（转轴测量平面上的相对振动位移峰-峰值推荐值（S P -S P ）），S max 和（S P -S P ）的界定参见附录1（A/B/C/D 区域的划分、界定参见附录2）。
3）水轮机稳态负荷运行工况下的运行限值包括报警值和停机值，设置原则与ISO 10816-5（2000）（GB/T 6075.5-2002）相同。
4）如若转轴振动幅值变化大于区域B 上限的25%（特别重要的是监测转速频率和2倍转速频率），则 不管其值是增大或减小，均应采取措施查明振动改变的原因，必要是应采取相应措施。
5）泵工况和特殊运行工况则因数据缺乏尚无明确的振动评价准则。
X—最大工作转速，r/min；Y—转轴相对振动位移最大值，S max,μm。
图2 水力机器或机组测量面内转轴相对振动位移最大轴（S max）的推荐评价区域，适用于水轮机在合同许可的稳态流动区域运行X—最大工作转速，r/min；Y—转轴相对振动位移峰-峰值，（S P-S P）,μm。
图3 水力机器或机组转轴在测量方向上振动位移峰-峰值（S P-S P）的推荐评价区域，适用于水轮机在合同许可的稳态流动区域运行6）轴振动一般要求采用非接触式传感器(例如电涡流式传感器)测量轴相对于机壳的振动值或轴的绝对振动值（参见图4），或在轴振触头的上面安装一个惯性传感器速度计或加速度计这样可以直接测量转轴的绝对振动。
图4 振动分类3. ISO-IEC 20816-2016系将以上两个标准合二为一，并替换ISO 7919-5:2005 和ISO 10816-5:2000，已经合并及技术方面的修改主要变化是：1）ISO 20816规定整个振动值的区域划分为3个区域，定义如下：区域A-B：在这个振动幅度大范围内的机组被认为是可接受的不受限制长期运行。
区域C：需要对该区域中的振动值开展进一步调查，进行或采取一些补救措施以降低振动严重程度。
区域D：在该区和/或轴振动大于70%轴承径向冷态间隙的振动值已经非常严重，足以导致机器损坏，应立即采取措施查明高震级烈度的振动原因。
ISO 20816通过分析各类轴承座（支架）振动／主轴振动（摆度）数据库得到水轮机工况正常运行范围的中位数，列出了该中位数的1.6倍的限制值1和该中位数的2.5倍的限制值2推荐为其振动评定限制值。
设置报警值：在没有基准值的情况下，推荐设置的报警值初值为区域A-B/C 上限值。
如果已知基准值，报警值推荐设置在基准值之上20％作为初始值。
设置停机值：不得超出区域2 (c/D) 上限值的1.25倍或S p-p≤ 70%的冷状态轴承径向间隙。
上述限制值不适用于部分负荷和超负荷运行工况，开、停机工况，紧急停机工况、甩负荷工况，以及水泵零流量工况、水泵水轮机的制动工况和水泵断电工况等特殊运行工况和瞬态工况。
对于水泵水轮机泵工况运行时的主轴振动（摆度）和轴承座（支架）振动评价值，仅建议参考水轮机工况满负荷振动评价值。
4）如下表5、6分别对第三类（上部轴承支架固定在机坑基础上的立式机组）和第四类（上部轴承支架安装在发电机定子机座上的立式机组）的水轮机工况正常运行时主轴振动位移峰峰值和轴承座振动速度作了明确界定：表62016年11月1日，颁布了与ISO-IEC20816 ：2016 保持基本一致的最新的国家标准GB/T 32584-2016《水力发电厂和蓄能泵站机组机械振动的评定》。
四、ISO 和IEC 所接纳的相关水轮发电机组振动规程提案1. 最早而又比较完整的标准是由赖斯朋(T. C. Rathbone>于1939年为汽轮发电机组提出、拟定后也被用于水轮发电机组的振动评价，该标准所确定的基本眼则及表达方式一直为原来的其它标准所沿用。
2. 前苏联1963年的IEC TC4提案该提案是苏联（前）根据国内水轮发电机组运行状态，在测试分析和调查研究的基础上制定的主要用于导轴承和其他固定部件振动的标准，如图5所示。
1）导轴承振动该提案适用于发电机上、下导轴承和水导轴承在水平、直角两方向及垂直等三个方向，也适用于频率不超过50Hz 的振动幅值。
提案中的允许值包括连续运行和短时间的过渡过程值，对短时间过渡区的允许值没做专门规定。
该规程是以转轮直径为5m 为基础制定的。
非5 m 直径的D r 要按下式换算成其允许值。
55rD A A式中：A 5----5m 转轮直径的振动允许值； A--任意转轮直径的振动允许值。
图7中的右图为转轮直径为5m 时各种转速的振动评价关系，分不合格、合格、良和优4个评价区；左图为转轮直径不等于5m 时的换算图。
2)水轮机轴振动允许值（仅供参考） δ= △ + 2A MAX式中：△—水导双面间隙之和；2A MAX --水导轴承双幅振动允许值。
转速(r/min)水轮机转轮直径（m ）图5 苏联IEC TC4提案3) 运行条件① 无负荷励磁和无负荷有励磁时，转速n=100%n 0、115%n 0和120%n 0。
② 运行负荷为机组容量的25%、50%、75%和100%。
③ 过渡过程、起动、并网、负荷增加或减少时（25%、50%、75%、100%）以及负荷切断。
3.VDl 2056是德国工程师协会(Verein Deutscher Ingenieure ，简称VDI )按赖氏标准的原则修正拟定的，由于1SO 的推荐已经获得越来越广泛的用于评定各种机械轴承的振动水平。
1）Schwirzer 提案(1972)该提案综合了苏联提案中的水轮机部分、VDI 2056适合于转速≥428r/min 的相关内涵(两者在n=300r/min 以上的评价标准是一致的)，也融汇了日本东京电力、中部电力、北陆电力、关西电力和电源开发等5个公司的调查和分析。
Schwirzer 提案侧重考虑转速变化对允许值的影响，与IEC TC4相差不大，用于评价导轴承和其他固定部件振动。
如表7： 表72）VDl 2056-1979（G ）被延伸应用到水轮发电机组（其对l0Hz 以下的部分进行了线性修正的），参见图6-a 虚线部分。
VDI 2059-1979则是VDI2059 Blatt5的第二方案，它不仅适用于水力机械的轴振动评价（≥6Hz ），而且对水力机械的过渡过程的振动评价也是很重要的。
图6-b 引用了出现机率，图中A 线为适应所有工况的临界值，其出现机率为100%；B 线为短时间过渡过程的临界值，其出现机率为1～0.1% ；C 线为罕见的运行状态临界值，其出现机率为十万分之一。
图中S max 为轴轨迹最大振幅。
为此，各测点要测试相互垂直(水平面上)两方向的振幅值，再从中选出最大的振幅值。
由于VDI 系列标准相对于水轮发电机转速场的振动区域划分都是经过线性修正的，运用该系列标准是有一定局限性的。
315200125805031.52012.55(Hz)频率0458振动单振幅（μm )202540506096150210380600960150024003800转速(r/min)最大轴位移S m a x 单振幅（μm ）a) VDI 2056(G)b) VDI 2059-1979图6 西德工程师协会的VDI 标准4.路德（Rund ）提案(1980) 1）“出现机率（也称‘暴露率’）”的概念是美国的路德(F.O.Rund) 1972年首先提出的，其定义为：机组每年在暂态过程下运行时间之和与总时间之比。
2）Rund 提案则主要针对抽水蓄能电站机组在正常运行和过渡过程中的轴振动允许值而言，抽水蓄能电站在电力系统中大多担任峰荷，起动和停机频繁，且担任部分负荷、机组大轴的振动幅值增大的机会多，在考虑正常运行时的振动幅值的同时，也要通过控制振幅极限值出现机率来进行振动的评价。