黄展花

摘 要：受油器是水轮机的重要组成部分，其运行质量直接影响到发电机组运行的可靠性。结合工程实例，在介绍发电机组常见问题和受油器工作原理的基础上，重点探讨水轮机受油器的一些故障，并针对这些故障提出处理措施，以供实践参考。

关键词：水轮机；受油器；浮动瓦；工作原理

中图分类号：TV738 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）06-0063-02

1 机组运行过程中存在的问题

以总装机容量为6 500 kW的水轮发电机组为例，该机组在运行一段时间后调速器油压装置频繁启动，每隔2～3 min启动一次，造成受油器大量漏油，影响桨叶的正常操作。漏油严重时，甚至会由于回油不及时造成溢油而被迫停机。在这种状态下机组要继续运行，只得对桨叶采取手动运行方式，并尽量减少对桨叶进行角度调节。这种运行方式破坏了桨叶与活动导叶之间的协联关系，机组无法在最优效率区运行。对受油器进行拆机检查，发现受油器下浮动瓦磨损严重，受油器磨损下的铜末随着油流进入电液转换器，引起主配压阀、事故配压阀等精密部件卡阻、拉伤，造成溜负荷，甚至误动、拒动等事故，严重影响机组的安全运行。因此，对受油器的处理刻不容缓。

2 受油器的结构和工作原理

受油器是水轮机桨叶操作油的引进口，将从油压装置引进的压力油引入转动的操作油管，并且对桨叶转角和桨叶接力器活塞的行程进行指示和反馈，使桨叶和活动导叶保持协联关系。受油器操作油管与装在发电机轴和水轮机轴内的上、下操作油管连为一体，形成了通油的三条油路：a，b，c.操作油管外管与主轴之间的油路向上与受油器回油腔a相通，再通过回油管与油压装置的集油箱相通，向下与转轮体内腔相通，以减小转轮体内只为润滑桨叶机构用的油的压力，同时使转轮体内部保持一定的压力。油路a是低压的，油压约为0.15～0.2 MPa。内外操作油管之间所形成的b油路和内管c油路分别与受油器的两个压力油腔（即开启腔和关闭腔）相通，向转轮体内接力器供油。

3 受油器故障和原因分析

受油器中心与操作油管旋转中心偏离较大，超过了下浮动瓦的最大浮动量，下浮动瓦在运行时往一边靠，使轴瓦憋劲。这种现象曾导致机组投产首次出现受油器烧瓦的情况。

受油器底座在水平方向的偏差较大，安装后三道瓦中心线与轴线旋转中心不重合，而瓦的端面间隙很小，使瓦出现憋劲现象。

在操作油管摆度正常的情况下，瓦无法沿径向正常浮动，这种情况下浮动瓦更容易磨损。操作油管摆度偏大是造成浮动瓦磨损的主要原因。机组操作油管分为三段：水轮机轴内下操作油管（长度约为3 650 mm）、发电机轴内上操作油管（长度约为4 080 mm）和受油器内操作油管（长度约为1 085 mm）。在电站安装时，这三段操作油管联接后无法进行盘车检查，油管的连接采用止口配合方式，并装有内、外两道O形橡胶圈进行密封。这样，每次拆装受油器后均无法对整根操作油管的摆度进行校核，只能在安装推力轴承后对操作油管进行盘车检查。但对摆度仍无法进行检查，即使安装推力轴承后勉强符合设计的最大摆度，在实际运行中还是不能解决浮动瓦磨损的问题。

从浮动瓦受力情况来看，一般油压的变动范围为2～4 MPa，当水轮机运行时，受油器上、下腔油压平衡在2 MPa。由于下浮动瓦的磨损最为严重，下面就以下浮动瓦为例分析受力情况。下浮动瓦的外径为Φ205 mm，内径Φ155 mm，高度110 mm，重量约12 kg，在计算中重量可忽略不计。受油器下浮动瓦在机组运行中，要承受两个径向力：①由于操作油管存在摆度，受到瓦的约束，使轴产生变形，瓦受到一个反力的作用。②由于装满油的操作油管在运转中，因重心位置与回转中心轴线不同心，存在偏差而产生的离心力。下浮动瓦浸泡在油中，其受力是通过楔形油膜来传递的，油膜按照外力的大小产生一定的压力场，其合力作用于轴瓦，使瓦发生径向位移。下浮动瓦能否随轴摆动，取决于油膜产生的合力是否大于瓦的最大摩擦阻力。

为了防止浮动瓦随轴一起转动，因此特设防转销钉。安装在浮动瓦托板的防转销钉与瓦端面防孔是否具备足够的活动间隙、销钉是否满足强度要求将决定浮动瓦是否磨损。由于浮动瓦托板与瓦端面防孔的间隙不够大，瓦不能自由浮动。销钉强度不够易被瓦碰断，瓦随受油器操作油管旋转，容易出现烧瓦现象，甚至造成受油器操作油管根部断裂。

油质也会对浮动瓦的磨损产生较大的影响，特别是在机组刚投入使用初期，由于管道清扫不干净或遗留的焊渣脱落，杂质进入瓦间隙也会造成瓦的磨损。而磨损下的铜末会随油流对调速器造成损害，影响机组安全运行。

4 受油器故障的处理

针对水轮机受油器常见的一些故障，提出以下几种处理措施：①在受油器与推力油槽连接处重新采用销钉连接或其他固定措施。同时，每次机组大修后应对受油器中心进行校核，通过对受油器底座中心进行调整，使受油器中心与操作油管轴线中心偏差较小。《水轮发电机组安装技术规范》规定，固定瓦结构一般不大于0.20 mm，浮动瓦结构一般不大于0.30 mm。②测量受油器底座的水平偏差，要求水平度不应大于0.05 mm/m，必要时可加垫。③将受油器操作油管与上操作油管连接处的止口去掉。由于O形密封圈压缩量不均匀，安装时易造成操作油管倾斜，可将O形密封圈改为紫铜板进行密封。紫铜板使用前应经退火处理，可通过修刮紫铜片控制受油器操作油管的摆度值（控制在0.10～0.15即可）。同样，大修时也可以将上操作油管和下操作油管连接处的O形密封圈改为紫铜片密封。④通过控制操作油管的摆度，最大限度地减少瓦的磨损。改变下浮动瓦结构，进而达到减小摩擦力的目的（见图1）。⑤换瓦时必须检查螺钉与螺孔的配合情况，保证瓦的自由浮动量，并将下浮动瓦的螺钉由原M5型更换为M8型，以满足强度方面的要求。同时，可加大下浮动瓦孔。⑥由于经过一段时间的运行，整个操作系统管路已比较干净，检修机组时，可以在清洗调速器过滤网时检查受油器是否有铜末。如果发现有铜末，应及时对浮动瓦进行检查，对调速器系统进行换油。另外，也可通过缩小下托板内径提高止漏性能。

受油器在按上述措施处理后，应首先检查其密封性能。开机前，在静压作用下检查漏油情况。将桨叶调至全关位置（叶片角度在-15°位置），关闭腔油压为3.9 MPa，开启腔油压为零。此时上浮动瓦和中浮动瓦起密封作用，油压由3.9 MPa降为3.5 MPa的时间为2 h。之后再将桨叶调至全开位置（叶片角度在+13°位置），使开启腔油压为3.9 MPa，关闭腔油压为零，下浮动瓦与中浮动瓦起到密封作用，油压从3.9 MPa降为3.5 MPa的时间为3 h，说明下浮动瓦的密封性能良好。开机后观察油泵运行的时间间隔，全自动运行时，油泵运行间隔时间为40 min，限制开度方式运行时，间隔时间为2 h。5 结束语综上所述，受油器故障对水轮机组的安全运行影响巨大。因此，机组工作人员必须重视水轮机受油器故障的处理工作，通过不断的探索和研究，有针对性地制订一些切实有效的处理措施。同时，在水轮机组组装后对操作工艺进行检查，保证电站安装的精度，从而提高水轮机组的安全性。参考文献[1]林爱明.灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理[J].技术与市场，2012（04）.[2]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（08）.〔编辑：刘晓芳〕

摘 要：受油器是水轮机的重要组成部分，其运行质量直接影响到发电机组运行的可靠性。结合工程实例，在介绍发电机组常见问题和受油器工作原理的基础上，重点探讨水轮机受油器的一些故障，并针对这些故障提出处理措施，以供实践参考。

关键词：水轮机；受油器；浮动瓦；工作原理

中图分类号：TV738 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）06-0063-02

1 机组运行过程中存在的问题

以总装机容量为6 500 kW的水轮发电机组为例，该机组在运行一段时间后调速器油压装置频繁启动，每隔2～3 min启动一次，造成受油器大量漏油，影响桨叶的正常操作。漏油严重时，甚至会由于回油不及时造成溢油而被迫停机。在这种状态下机组要继续运行，只得对桨叶采取手动运行方式，并尽量减少对桨叶进行角度调节。这种运行方式破坏了桨叶与活动导叶之间的协联关系，机组无法在最优效率区运行。对受油器进行拆机检查，发现受油器下浮动瓦磨损严重，受油器磨损下的铜末随着油流进入电液转换器，引起主配压阀、事故配压阀等精密部件卡阻、拉伤，造成溜负荷，甚至误动、拒动等事故，严重影响机组的安全运行。因此，对受油器的处理刻不容缓。

2 受油器的结构和工作原理

受油器是水轮机桨叶操作油的引进口，将从油压装置引进的压力油引入转动的操作油管，并且对桨叶转角和桨叶接力器活塞的行程进行指示和反馈，使桨叶和活动导叶保持协联关系。受油器操作油管与装在发电机轴和水轮机轴内的上、下操作油管连为一体，形成了通油的三条油路：a，b，c.操作油管外管与主轴之间的油路向上与受油器回油腔a相通，再通过回油管与油压装置的集油箱相通，向下与转轮体内腔相通，以减小转轮体内只为润滑桨叶机构用的油的压力，同时使转轮体内部保持一定的压力。油路a是低压的，油压约为0.15～0.2 MPa。内外操作油管之间所形成的b油路和内管c油路分别与受油器的两个压力油腔（即开启腔和关闭腔）相通，向转轮体内接力器供油。

3 受油器故障和原因分析

受油器中心与操作油管旋转中心偏离较大，超过了下浮动瓦的最大浮动量，下浮动瓦在运行时往一边靠，使轴瓦憋劲。这种现象曾导致机组投产首次出现受油器烧瓦的情况。

受油器底座在水平方向的偏差较大，安装后三道瓦中心线与轴线旋转中心不重合，而瓦的端面间隙很小，使瓦出现憋劲现象。

在操作油管摆度正常的情况下，瓦无法沿径向正常浮动，这种情况下浮动瓦更容易磨损。操作油管摆度偏大是造成浮动瓦磨损的主要原因。机组操作油管分为三段：水轮机轴内下操作油管（长度约为3 650 mm）、发电机轴内上操作油管（长度约为4 080 mm）和受油器内操作油管（长度约为1 085 mm）。在电站安装时，这三段操作油管联接后无法进行盘车检查，油管的连接采用止口配合方式，并装有内、外两道O形橡胶圈进行密封。这样，每次拆装受油器后均无法对整根操作油管的摆度进行校核，只能在安装推力轴承后对操作油管进行盘车检查。但对摆度仍无法进行检查，即使安装推力轴承后勉强符合设计的最大摆度，在实际运行中还是不能解决浮动瓦磨损的问题。

从浮动瓦受力情况来看，一般油压的变动范围为2～4 MPa，当水轮机运行时，受油器上、下腔油压平衡在2 MPa。由于下浮动瓦的磨损最为严重，下面就以下浮动瓦为例分析受力情况。下浮动瓦的外径为Φ205 mm，内径Φ155 mm，高度110 mm，重量约12 kg，在计算中重量可忽略不计。受油器下浮动瓦在机组运行中，要承受两个径向力：①由于操作油管存在摆度，受到瓦的约束，使轴产生变形，瓦受到一个反力的作用。②由于装满油的操作油管在运转中，因重心位置与回转中心轴线不同心，存在偏差而产生的离心力。下浮动瓦浸泡在油中，其受力是通过楔形油膜来传递的，油膜按照外力的大小产生一定的压力场，其合力作用于轴瓦，使瓦发生径向位移。下浮动瓦能否随轴摆动，取决于油膜产生的合力是否大于瓦的最大摩擦阻力。

为了防止浮动瓦随轴一起转动，因此特设防转销钉。安装在浮动瓦托板的防转销钉与瓦端面防孔是否具备足够的活动间隙、销钉是否满足强度要求将决定浮动瓦是否磨损。由于浮动瓦托板与瓦端面防孔的间隙不够大，瓦不能自由浮动。销钉强度不够易被瓦碰断，瓦随受油器操作油管旋转，容易出现烧瓦现象，甚至造成受油器操作油管根部断裂。

油质也会对浮动瓦的磨损产生较大的影响，特别是在机组刚投入使用初期，由于管道清扫不干净或遗留的焊渣脱落，杂质进入瓦间隙也会造成瓦的磨损。而磨损下的铜末会随油流对调速器造成损害，影响机组安全运行。

4 受油器故障的处理

针对水轮机受油器常见的一些故障，提出以下几种处理措施：①在受油器与推力油槽连接处重新采用销钉连接或其他固定措施。同时，每次机组大修后应对受油器中心进行校核，通过对受油器底座中心进行调整，使受油器中心与操作油管轴线中心偏差较小。《水轮发电机组安装技术规范》规定，固定瓦结构一般不大于0.20 mm，浮动瓦结构一般不大于0.30 mm。②测量受油器底座的水平偏差，要求水平度不应大于0.05 mm/m，必要时可加垫。③将受油器操作油管与上操作油管连接处的止口去掉。由于O形密封圈压缩量不均匀，安装时易造成操作油管倾斜，可将O形密封圈改为紫铜板进行密封。紫铜板使用前应经退火处理，可通过修刮紫铜片控制受油器操作油管的摆度值（控制在0.10～0.15即可）。同样，大修时也可以将上操作油管和下操作油管连接处的O形密封圈改为紫铜片密封。④通过控制操作油管的摆度，最大限度地减少瓦的磨损。改变下浮动瓦结构，进而达到减小摩擦力的目的（见图1）。⑤换瓦时必须检查螺钉与螺孔的配合情况，保证瓦的自由浮动量，并将下浮动瓦的螺钉由原M5型更换为M8型，以满足强度方面的要求。同时，可加大下浮动瓦孔。⑥由于经过一段时间的运行，整个操作系统管路已比较干净，检修机组时，可以在清洗调速器过滤网时检查受油器是否有铜末。如果发现有铜末，应及时对浮动瓦进行检查，对调速器系统进行换油。另外，也可通过缩小下托板内径提高止漏性能。

受油器在按上述措施处理后，应首先检查其密封性能。开机前，在静压作用下检查漏油情况。将桨叶调至全关位置（叶片角度在-15°位置），关闭腔油压为3.9 MPa，开启腔油压为零。此时上浮动瓦和中浮动瓦起密封作用，油压由3.9 MPa降为3.5 MPa的时间为2 h。之后再将桨叶调至全开位置（叶片角度在+13°位置），使开启腔油压为3.9 MPa，关闭腔油压为零，下浮动瓦与中浮动瓦起到密封作用，油压从3.9 MPa降为3.5 MPa的时间为3 h，说明下浮动瓦的密封性能良好。开机后观察油泵运行的时间间隔，全自动运行时，油泵运行间隔时间为40 min，限制开度方式运行时，间隔时间为2 h。5 结束语综上所述，受油器故障对水轮机组的安全运行影响巨大。因此，机组工作人员必须重视水轮机受油器故障的处理工作，通过不断的探索和研究，有针对性地制订一些切实有效的处理措施。同时，在水轮机组组装后对操作工艺进行检查，保证电站安装的精度，从而提高水轮机组的安全性。参考文献[1]林爱明.灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理[J].技术与市场，2012（04）.[2]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（08）.〔编辑：刘晓芳〕

摘 要：受油器是水轮机的重要组成部分，其运行质量直接影响到发电机组运行的可靠性。结合工程实例，在介绍发电机组常见问题和受油器工作原理的基础上，重点探讨水轮机受油器的一些故障，并针对这些故障提出处理措施，以供实践参考。

关键词：水轮机；受油器；浮动瓦；工作原理

中图分类号：TV738 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）06-0063-02

1 机组运行过程中存在的问题

以总装机容量为6 500 kW的水轮发电机组为例，该机组在运行一段时间后调速器油压装置频繁启动，每隔2～3 min启动一次，造成受油器大量漏油，影响桨叶的正常操作。漏油严重时，甚至会由于回油不及时造成溢油而被迫停机。在这种状态下机组要继续运行，只得对桨叶采取手动运行方式，并尽量减少对桨叶进行角度调节。这种运行方式破坏了桨叶与活动导叶之间的协联关系，机组无法在最优效率区运行。对受油器进行拆机检查，发现受油器下浮动瓦磨损严重，受油器磨损下的铜末随着油流进入电液转换器，引起主配压阀、事故配压阀等精密部件卡阻、拉伤，造成溜负荷，甚至误动、拒动等事故，严重影响机组的安全运行。因此，对受油器的处理刻不容缓。

2 受油器的结构和工作原理

受油器是水轮机桨叶操作油的引进口，将从油压装置引进的压力油引入转动的操作油管，并且对桨叶转角和桨叶接力器活塞的行程进行指示和反馈，使桨叶和活动导叶保持协联关系。受油器操作油管与装在发电机轴和水轮机轴内的上、下操作油管连为一体，形成了通油的三条油路：a，b，c.操作油管外管与主轴之间的油路向上与受油器回油腔a相通，再通过回油管与油压装置的集油箱相通，向下与转轮体内腔相通，以减小转轮体内只为润滑桨叶机构用的油的压力，同时使转轮体内部保持一定的压力。油路a是低压的，油压约为0.15～0.2 MPa。内外操作油管之间所形成的b油路和内管c油路分别与受油器的两个压力油腔（即开启腔和关闭腔）相通，向转轮体内接力器供油。

3 受油器故障和原因分析

受油器中心与操作油管旋转中心偏离较大，超过了下浮动瓦的最大浮动量，下浮动瓦在运行时往一边靠，使轴瓦憋劲。这种现象曾导致机组投产首次出现受油器烧瓦的情况。

受油器底座在水平方向的偏差较大，安装后三道瓦中心线与轴线旋转中心不重合，而瓦的端面间隙很小，使瓦出现憋劲现象。

在操作油管摆度正常的情况下，瓦无法沿径向正常浮动，这种情况下浮动瓦更容易磨损。操作油管摆度偏大是造成浮动瓦磨损的主要原因。机组操作油管分为三段：水轮机轴内下操作油管（长度约为3 650 mm）、发电机轴内上操作油管（长度约为4 080 mm）和受油器内操作油管（长度约为1 085 mm）。在电站安装时，这三段操作油管联接后无法进行盘车检查，油管的连接采用止口配合方式，并装有内、外两道O形橡胶圈进行密封。这样，每次拆装受油器后均无法对整根操作油管的摆度进行校核，只能在安装推力轴承后对操作油管进行盘车检查。但对摆度仍无法进行检查，即使安装推力轴承后勉强符合设计的最大摆度，在实际运行中还是不能解决浮动瓦磨损的问题。

从浮动瓦受力情况来看，一般油压的变动范围为2～4 MPa，当水轮机运行时，受油器上、下腔油压平衡在2 MPa。由于下浮动瓦的磨损最为严重，下面就以下浮动瓦为例分析受力情况。下浮动瓦的外径为Φ205 mm，内径Φ155 mm，高度110 mm，重量约12 kg，在计算中重量可忽略不计。受油器下浮动瓦在机组运行中，要承受两个径向力：①由于操作油管存在摆度，受到瓦的约束，使轴产生变形，瓦受到一个反力的作用。②由于装满油的操作油管在运转中，因重心位置与回转中心轴线不同心，存在偏差而产生的离心力。下浮动瓦浸泡在油中，其受力是通过楔形油膜来传递的，油膜按照外力的大小产生一定的压力场，其合力作用于轴瓦，使瓦发生径向位移。下浮动瓦能否随轴摆动，取决于油膜产生的合力是否大于瓦的最大摩擦阻力。

为了防止浮动瓦随轴一起转动，因此特设防转销钉。安装在浮动瓦托板的防转销钉与瓦端面防孔是否具备足够的活动间隙、销钉是否满足强度要求将决定浮动瓦是否磨损。由于浮动瓦托板与瓦端面防孔的间隙不够大，瓦不能自由浮动。销钉强度不够易被瓦碰断，瓦随受油器操作油管旋转，容易出现烧瓦现象，甚至造成受油器操作油管根部断裂。

油质也会对浮动瓦的磨损产生较大的影响，特别是在机组刚投入使用初期，由于管道清扫不干净或遗留的焊渣脱落，杂质进入瓦间隙也会造成瓦的磨损。而磨损下的铜末会随油流对调速器造成损害，影响机组安全运行。

4 受油器故障的处理

针对水轮机受油器常见的一些故障，提出以下几种处理措施：①在受油器与推力油槽连接处重新采用销钉连接或其他固定措施。同时，每次机组大修后应对受油器中心进行校核，通过对受油器底座中心进行调整，使受油器中心与操作油管轴线中心偏差较小。《水轮发电机组安装技术规范》规定，固定瓦结构一般不大于0.20 mm，浮动瓦结构一般不大于0.30 mm。②测量受油器底座的水平偏差，要求水平度不应大于0.05 mm/m，必要时可加垫。③将受油器操作油管与上操作油管连接处的止口去掉。由于O形密封圈压缩量不均匀，安装时易造成操作油管倾斜，可将O形密封圈改为紫铜板进行密封。紫铜板使用前应经退火处理，可通过修刮紫铜片控制受油器操作油管的摆度值（控制在0.10～0.15即可）。同样，大修时也可以将上操作油管和下操作油管连接处的O形密封圈改为紫铜片密封。④通过控制操作油管的摆度，最大限度地减少瓦的磨损。改变下浮动瓦结构，进而达到减小摩擦力的目的（见图1）。⑤换瓦时必须检查螺钉与螺孔的配合情况，保证瓦的自由浮动量，并将下浮动瓦的螺钉由原M5型更换为M8型，以满足强度方面的要求。同时，可加大下浮动瓦孔。⑥由于经过一段时间的运行，整个操作系统管路已比较干净，检修机组时，可以在清洗调速器过滤网时检查受油器是否有铜末。如果发现有铜末，应及时对浮动瓦进行检查，对调速器系统进行换油。另外，也可通过缩小下托板内径提高止漏性能。

受油器在按上述措施处理后，应首先检查其密封性能。开机前，在静压作用下检查漏油情况。将桨叶调至全关位置（叶片角度在-15°位置），关闭腔油压为3.9 MPa，开启腔油压为零。此时上浮动瓦和中浮动瓦起密封作用，油压由3.9 MPa降为3.5 MPa的时间为2 h。之后再将桨叶调至全开位置（叶片角度在+13°位置），使开启腔油压为3.9 MPa，关闭腔油压为零，下浮动瓦与中浮动瓦起到密封作用，油压从3.9 MPa降为3.5 MPa的时间为3 h，说明下浮动瓦的密封性能良好。开机后观察油泵运行的时间间隔，全自动运行时，油泵运行间隔时间为40 min，限制开度方式运行时，间隔时间为2 h。5 结束语综上所述，受油器故障对水轮机组的安全运行影响巨大。因此，机组工作人员必须重视水轮机受油器故障的处理工作，通过不断的探索和研究，有针对性地制订一些切实有效的处理措施。同时，在水轮机组组装后对操作工艺进行检查，保证电站安装的精度，从而提高水轮机组的安全性。参考文献[1]林爱明.灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理[J].技术与市场，2012（04）.[2]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（08）.〔编辑：刘晓芳〕