水电站机组受油器设备存在问题及处理措施的探讨

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1、水电站机组受油器设备存在问题及处理措施的探讨吴寿城四会市白沙水电站广东四会526200摘要：木文主要针对水电站机组受油器设备存在问题及处理措施展开了探讨,通过结合具体的工程实例，对受油器的结构作了简要介绍，并在分析了受油器运行存在问题的基础上，给出了一系列相应的处理措施，以期能为有关方面的需要提供有益的参考和借鉴。关键词：受油器；故障分析；处理措施受油器作为水电站水轮发电机组设备中的一个重要部件，主要作用是传输和分配压力油。随着运行时间的增加，受油器会陆续出现各种各样的故障问题。因此，为了保障水电站机组设

2、备的正常运行，就需要对受油器的故障问题进行分析，并及时釆取有效措施做好处理，以能为水电站的正常工作提供质的保障。1受油器故障特征某电站安装3台单机容量为11MW的灯泡贯流式机组，为己建成的某水利枢纽的反调节电站。三台机组于2007年全部投产发电，一直以来调速器压力油泵启动频繁，受油器漏油严重，浮动瓦容易磨损，每年必须更换浮动瓦，检查发现浮动瓦轴向方向出现许多深度约为0.1mm左右的环形沟槽和拉伤痕迹，浮动瓦的径向边也存在明显的摩擦痕迹，浮动瓦轴向和径向方向都存在偏磨的现象。2受油器结构某电站的受油器是一种

3、比较典型的结构设计，由三块浮动瓦A、B、C形成两个密封压力油腔，操作油外管安装在转子中心体法兰上，中管套装在机组大轴和外管内腔，中管外壁上均布有8条60mm×12mm的滑块定位，保证中管和外管的同心度，导向头以螺纹(M130×4)的方式左旋入中管的端部(见下页图l)o3运行中存在的问题及分析（1）调速器压力油泵启动频繁，浮动瓦运行时间一年左右必须更换，每次检修发现浮动瓦磨损严重，浮动瓦与导向头及外管接触面上有许多深浅不一的划痕，口明显存在偏磨的现象，而口与导向头配合的B、C两块浮动

4、瓦侧面磨损很严重，这说明浮动瓦在运行过程中径向摆度很大，中管与外管间隙较大，设计间隙为0.5mm左右，实际测量中管与外管间隙竟达到5mm左右，也许大家会认为这是安装的原因，其实有更深层次的原因，后面处理方案中有详细分析。（2）与外管配合的A瓦也有许多划痕，实测外管摆度为0.08mm左右，摆度较好。这说明油质较差，管路安装过程中清理不干净。（3）导向头端盖严重偏磨，每年必须换向或更换，这主要是导向头摆度过大引起，同时受油器外管与受油器本体不同心也有一定关系。（4）桨叶接力器抽动，桨叶主配压阀配油频繁，这一般

5、出现在浮动瓦运行吋间快一年的时候。这说明主要也是浮动瓦漏油引起，同吋桨叶接力器密封不好也会产生同样的后果。4处理措施对受油器存在的问题进行分析，浮动瓦的磨损而引起密封不严漏油是故障的主要象征，其主要原因就是中管摆度过大。而油质不好、桨叶接力器密封不好、受油器同心度偏差等是次要原因。4.1中管摆度过犬处理浮动瓦摆度过大主要是因为中管与外管间隙过大，我站实测单边间隙达到5mm左右，中管上有8条定位滑块以保证中管与外管的同心度，设计间隙为0.5mm,是否可以将外管上的定位滑块加人再与外管精细配合即可，实际操作根

6、本不可行。机组大轴内孔内径呈现两头大中间小，呈喇叭口（如图2）,Dl=D3>D2,这主要是由于机组大轴内孔在加工过程中由于车床悬臂饶度引起内孔尺寸的不一致。中管安装是由尾水管转轮处往大轴内插入，所以定位滑块外径最大不能超过D2,否则中管无法插入，这样中管与外管的单边最小间隙为（D3-D2）/2=4mm,无法达到厂家0.5mm的要求，所以单纯只增大定位滑块的尺寸是无法彻底解决中管与外管间隙过大的问题，这也是国内同类机组无法根除此问题的重要原因之仅通过加大限位滑块的尺寸无法解决此问题，于是在外管圆周方向

7、钻三个沉头定位螺栓来固定中管，第一台机组A级检修中按此方案实施，但实际效果不是令人很满意。此方案主要存在如下缺陷：1）在外管上钻孔攻丝，影响外管强度，定位螺栓调整完毕后必须用盖板焊接，容易产生焊接变形；2）不便于具体实施操作。首先中管与外管的同心定位没有合适的基准，同时每次调整定位螺栓会引起外管的盘车数据也发生改变，盘车吋间长，盘车数据基准易变。开机运行后,岀现过定位螺栓漏油的现象，外管摆度达到0.2mm左右（机组在线监测数据）,并有增大的趋势，效果不能令人满意。通过第一台机组受油器检修处理，对整个处理方

8、案有了更深刻的认识，吸取了前次检修的经验，终于完美的解决了中管摆度过大的问题，主要过程如下：（1）制作大轴内孔测量专用工具，测出最小内径D2和最小点B点到桨叶接力器活塞端面的长度L的具体数值。将一个直径为130mm的法兰盘，在圆盘四周钻孔攻丝安装四个均布的调节螺栓，螺栓头部焊接圆珠，法兰盘固定在镀锌钢管上，将法兰盘插入机组大轴内，通过调整法兰盘上的调节螺栓，最终可测出大轴内径最小值D2为152mm,L值为3.79m,而D1为1