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摘要：通过撒鱼沱水电站受油器铜瓦磨损的现状，分析产生此现状的原因，以及处理方法，供其他轴流转桨式机组参考和借鉴。
关键词：受油器 浮动瓦 磨损
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）23-337-01
一、工程概述
撒鱼沱电站共有3台20MW水轮发电机组，水轮机为轴流转桨式，型号为ZZA834-LH-410，发电机为悬吊式，型号：SF20-40/6400，自2008年10月至2008年12月3台机组相继投产发电，每台机组的首次小修都是在发电机组投运一年后引进的。小修分解拆开受油器时发现受油器铜瓦面磨损严重，特别是下端浮动瓦和下端的固定瓦，均有不同程度的圓周磨损痕迹，浮动瓦最深磨损痕迹深度达0.5mm，浮动瓦与回转轴的间隙大于最大的允许值范围，同时受油器回转轴与固定铜瓦也存在少量刮伤伤痕，初步分析可能是油质不良或安装质量存在问题造成，处理的办法是把刮伤的内、外操作油管磨光，磨光铜瓦，并对配合间隙进行合理的分配后装复。经过一段时间运行，受油器外操作油管与浮动瓦配合处出现少量喷油，造成油泵频繁启动，并有溜负荷现象。经对其它台次的机组小修同样发现，下端浮动瓦和下端固定瓦均有磨损现象。
二、现状调查
从受油器的结构示意图（图1）可以看出，外操作油管的上、中、下固定铜瓦是固定在外操作油管上的，并于内操作油管间的总配合间隙为0.10mm～0.16mm，另一个起密封作用并与外操作油管相配合的浮动瓦同样也镶在受油器的本体上，其径向移动量（单边）为1.5mm，与外操作油管的配合总间隙为0.10mm～0.15mm，它的上、下端面总间隙为0.10mm ，当外操作油管摆度较大时，可以随操作油管的摆动而左右移动，自行调节中心，使之处于浮动状态。
图1
1—内油管进出 2—外油管进出 3—内操作油管 4---外操作油管 5—固定瓦 6—浮动瓦
撒鱼沱电站受油器的内、外操作油管与上机架进行同心度盘车，其同心度要求在小于0.05mm，并用螺栓联接，能够满足同心要求，与发电机上端轴处操作油管联接后进行机组整体轴线盘车调整。
三、因果分析
分析撒鱼沱水电站受油器铜瓦的磨损程度可知，外操作油管下端固定铜瓦有少量的磨损，且越靠近外操作油管下端越严重，估计因安装时摆度值偏大，操作油管轴线与机组旋转轴线不重合，从上到下越靠近下端浮动瓦摆度越大。内操作油管在运行期间，不仅作旋转运动，而且还要随机组负荷变化，操作桨叶的开与关做上、下运动，当油管向上开启桨叶运动时，内、外操作油管的下端固定铜瓦及浮动瓦处摆度值不断增大，若摆度值超过铜瓦的配合间隙值，势必造成受油器下铜瓦及浮动瓦产生磨损，并随运动时间的推移而加剧。转轮活塞上端面至受油器长达20m左右，并由几节长短不同的操作油管通过法兰连成一体，虽然每一节油管间的法兰都有止口，但是，法兰与法兰之间密封厚度很难保证均匀，致使法兰螺栓联结后，预紧力难以保证，上下油管之间的同心度也不能保持一致。
四、处理方法
为了查明受油器铜瓦磨损原因，消除造成受油器铜瓦磨损的隐患，提高机组的安全稳定性，第一种方法：将受油器操作油管法兰止口进行修刮平移，调整螺丝预紧力和刮紫铜垫处理，调整与水轮机大轴、与发电机大轴的同心度并用定位销定位。检查调整后的偏心及倾斜，直至偏心达到要求，方可进行上机架和受油器段操作油管的安装，及机组整体轴线盘车调整。对受油器整体盘车中，从发电机上端轴处操作油管倾斜后强迫修正修刮受油器段操作油管法兰紫铜垫，使之法兰面产生倾斜，按照盘车的净摆度值及公式：h=DK/L（h-倾斜高度、D-法兰直径、K-净摆度1/2、L-百分表至操作油管法兰面距离）
第二种方法：将发电机上端轴段操作油管法兰间垫片修刮校正，测量操作油管与上端轴的同心度是否同心，再装复受油器操作油管，进行机组整体轴线盘车调整，使受油器段操作油管摆度值符合规定要求，不用分拆操作油管，直接消除了造成受油器铜瓦磨损的隐患。
参考文献：
【1】、凌宇；；水轮发电机组受油器结构故障分析及其改进[J]；现代物业（上旬刊）；2011年08期
【2】、伍宏伟；；轴流式水轮机受油器磨损处理及其改进[J]；小水电；2010年04期
【3】、张德楠，夏曼英；轴流转桨式水轮机若干结构问题浅析[J]；大电机技术；1980年05期
作者简介：黄昆（1984-），男，四川泸州人，助理工程师，从事水电站运行工作。
关键词：受油器 浮动瓦 磨损
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）23-337-01
一、工程概述
撒鱼沱电站共有3台20MW水轮发电机组，水轮机为轴流转桨式，型号为ZZA834-LH-410，发电机为悬吊式，型号：SF20-40/6400，自2008年10月至2008年12月3台机组相继投产发电，每台机组的首次小修都是在发电机组投运一年后引进的。小修分解拆开受油器时发现受油器铜瓦面磨损严重，特别是下端浮动瓦和下端的固定瓦，均有不同程度的圓周磨损痕迹，浮动瓦最深磨损痕迹深度达0.5mm，浮动瓦与回转轴的间隙大于最大的允许值范围，同时受油器回转轴与固定铜瓦也存在少量刮伤伤痕，初步分析可能是油质不良或安装质量存在问题造成，处理的办法是把刮伤的内、外操作油管磨光，磨光铜瓦，并对配合间隙进行合理的分配后装复。经过一段时间运行，受油器外操作油管与浮动瓦配合处出现少量喷油，造成油泵频繁启动，并有溜负荷现象。经对其它台次的机组小修同样发现，下端浮动瓦和下端固定瓦均有磨损现象。
二、现状调查
从受油器的结构示意图（图1）可以看出，外操作油管的上、中、下固定铜瓦是固定在外操作油管上的，并于内操作油管间的总配合间隙为0.10mm～0.16mm，另一个起密封作用并与外操作油管相配合的浮动瓦同样也镶在受油器的本体上，其径向移动量（单边）为1.5mm，与外操作油管的配合总间隙为0.10mm～0.15mm，它的上、下端面总间隙为0.10mm ，当外操作油管摆度较大时，可以随操作油管的摆动而左右移动，自行调节中心，使之处于浮动状态。
图1
1—内油管进出 2—外油管进出 3—内操作油管 4---外操作油管 5—固定瓦 6—浮动瓦
撒鱼沱电站受油器的内、外操作油管与上机架进行同心度盘车，其同心度要求在小于0.05mm，并用螺栓联接，能够满足同心要求，与发电机上端轴处操作油管联接后进行机组整体轴线盘车调整。
三、因果分析
分析撒鱼沱水电站受油器铜瓦的磨损程度可知，外操作油管下端固定铜瓦有少量的磨损，且越靠近外操作油管下端越严重，估计因安装时摆度值偏大，操作油管轴线与机组旋转轴线不重合，从上到下越靠近下端浮动瓦摆度越大。内操作油管在运行期间，不仅作旋转运动，而且还要随机组负荷变化，操作桨叶的开与关做上、下运动，当油管向上开启桨叶运动时，内、外操作油管的下端固定铜瓦及浮动瓦处摆度值不断增大，若摆度值超过铜瓦的配合间隙值，势必造成受油器下铜瓦及浮动瓦产生磨损，并随运动时间的推移而加剧。转轮活塞上端面至受油器长达20m左右，并由几节长短不同的操作油管通过法兰连成一体，虽然每一节油管间的法兰都有止口，但是，法兰与法兰之间密封厚度很难保证均匀，致使法兰螺栓联结后，预紧力难以保证，上下油管之间的同心度也不能保持一致。
四、处理方法
为了查明受油器铜瓦磨损原因，消除造成受油器铜瓦磨损的隐患，提高机组的安全稳定性，第一种方法：将受油器操作油管法兰止口进行修刮平移，调整螺丝预紧力和刮紫铜垫处理，调整与水轮机大轴、与发电机大轴的同心度并用定位销定位。检查调整后的偏心及倾斜，直至偏心达到要求，方可进行上机架和受油器段操作油管的安装，及机组整体轴线盘车调整。对受油器整体盘车中，从发电机上端轴处操作油管倾斜后强迫修正修刮受油器段操作油管法兰紫铜垫，使之法兰面产生倾斜，按照盘车的净摆度值及公式：h=DK/L（h-倾斜高度、D-法兰直径、K-净摆度1/2、L-百分表至操作油管法兰面距离）
第二种方法：将发电机上端轴段操作油管法兰间垫片修刮校正，测量操作油管与上端轴的同心度是否同心，再装复受油器操作油管，进行机组整体轴线盘车调整，使受油器段操作油管摆度值符合规定要求，不用分拆操作油管，直接消除了造成受油器铜瓦磨损的隐患。
参考文献：
【1】、凌宇；；水轮发电机组受油器结构故障分析及其改进[J]；现代物业（上旬刊）；2011年08期
【2】、伍宏伟；；轴流式水轮机受油器磨损处理及其改进[J]；小水电；2010年04期
【3】、张德楠，夏曼英；轴流转桨式水轮机若干结构问题浅析[J]；大电机技术；1980年05期
作者简介：黄昆（1984-），男，四川泸州人，助理工程师，从事水电站运行工作。