測振法定位受油器異響故障及分析處理

羅紅祥，李志鵬，胡曉芬

（1.長沙理工大學，湖南 長沙 410114；2.五凌電力近尾洲水電廠，湖南 衡南 421127）

受油器是雙調節水輪機特有的設備，是水輪機發電機組的重要部件，起傳輸和分配壓力油的重要作用。目前對于燈泡貫流式機組而言，因設計能力、制作工藝、安裝質量導致受油器異常故障的問題多有發生。受油器是燈泡貫流式機組巡檢、檢修過程重點關注對象。

近尾洲水電廠位于湘江中游，為湘江干流開發規劃中的第五級電站。安裝有三臺由奧地利制造的燈泡貫流式水輪發電機組，設備由奧地利VA-MCE 和ELIN 公司聯合提供，單機容量為21.06MW，總裝機容量63.18 MW，設計年發電量2.92 億kW·h。2015 年12 月25 日，在2 號機組維保結束時，開機監護過程中聽到2 號機組燈泡頭受油器處有周期性的異響，聲音頻率與機組轉頻（75r/min）一致，此聲音在機組空轉條件下時、即機組軸流風機未投入時較明顯，機組并網后切停軸流風機依然可聽到，但在機組軸流風機投運后由于噪聲增大干擾無法聽到。

1 原因排查與分析

1.1 原因初步排查

檢查受油器支架螺栓、磁極固定螺栓、發電機轉子固定螺栓等，均無異常，排除轉子刮擦等因素；查閱漏油泵、調速器啟停時間和間隔，均無異常；查閱油溫、瓦溫、振動和擺度記錄，無異常；對漏油箱、軸承油箱底部排油檢查，無銅粉；在燈泡體組合軸承處及轉輪室處未聽到此異常聲響，因而排除了其它位置聲音影響的可能性，初步確定噪音的異常來源于受油器。

1.2 受油器結構特點分析

圖1 受油器結構圖

近尾洲電廠受油器主要由前油箱、受油器體、操作油管及瓦等裝配組成（圖1）。通過受油器中2 個固定瓦及1 個浮動瓦將受油器中輪轂供油、漿葉開腔及關腔供油管進行隔離形成獨立的供油通道，輪轂供油管同時還兼作漿葉開度的反饋桿。在受油器頭部設有漿葉反饋裝置，反饋操作油管的旋轉位移經過受油器內由兩個滾珠軸承構成的裝換機構轉換成直線位移后，再傳給漿葉反饋裝置。外操作油管與發電機短軸采用法蘭聯接，發電機短軸直接聯接于轉子上游法蘭面。浮動瓦與受油器體間隙為單邊2mm，各固定瓦、浮動瓦與操作油管配合間隙在0.07～0.10mm,為減少磨損和振動，安裝時應嚴格控制浮動瓦部位與發電機短軸的同軸度在0.10mm內、外操作油管擺度控制在0.20mm 以內。

1.3 測振法定位異響位置及數據分析

如在運行中操作油管擺度過大、內部操作油管壓板固定螺栓松動等均可能引起受油器處發生異響，為深入排查噪音的來源，采用4 個低頻加速度振動傳感器對2 號機組受油器進行了振動測量，并測量3 號機組同等工況下受油器同部位振動數據進行對比。

測振傳感器安裝的部位為受油器體浮動瓦X、開腔固定瓦X、關腔固定瓦X 以及受油器基礎部位。在機組空轉100%n，分別測量2 號機組及3 號機組受油器振動，測量其振動值如表1 所示。

表1 受油器振動測量

從表1 可知，2、3 號機組100% 額定轉速時，浮動瓦位置處振動最大，但2 號機組浮動瓦相對固定瓦處明顯偏大，而3 號機組浮動瓦處偏大不明顯，且2 號機組受油器體各瓦處振動加速度峰值比3 號機組明顯高了約1 倍。因2、3 號機組位于燈泡頭受油器基礎上測點振動加速度峰值均較小且比較接近，表明2 號機組燈泡頭受油器測點振動較大不是由受油器基礎傳導至受油器本體所致，而是受油器本體內部振動導致。

從圖2 可看出，2 號機組燈泡頭受油器振動沖擊周期為 0.8s，振動頻率與水輪機轉動頻率一致，且一個周期時能量明顯集中、峰值明顯，波型圖與轉動機械的軸擺度偏大的特征圖相符。

圖2 2 號機組浮動瓦振動測點時域波形圖

根據以上檢測情況及數據對比分析，造成2 號機組受油器聲音異常的最可能原因為受油器外操作油管擺度偏大，運行中發生刮擦沖擊浮動瓦、導致浮動瓦周期性跳動發出異常聲響。

2 處理方法及效果

2.1 受油器及操作油管檢查

2016 年3 月，近尾洲水電廠開展了2 號機組C 修，對受油器及操作油管進行了檢查。

（1）對調速器系統及輪轂排油；拆卸反饋裝置及前油箱。

（2）流道內搭設架手架拆卸泄水錐一段。

（3）拆卸輪轂供油管。

（4）拆卸中間操作油管。

（5）拆受油器固定瓦。

（6）拆卸后檢查測量受油器銅瓦磨損情況，基本無磨損，瓦面無剝離、燒傷等不良缺陷，瓦面磨損均勻，對應配合軸無磨損；浮動瓦外圓與受油器間隙為單邊2mm，不存在接觸的痕跡，但發現浮動瓦限位鍵槽有撞擊的痕跡，異常聲音可能來源于此。

（7）以受油器體為基座，在操作外管與浮動瓦配合面的＋X、＋Y 方向, 分別架設一塊百分表；在外操作油管上均分8 等份，并面向下游順時針編號，如圖3 所示。人工盤車并記錄外操作油管擺度值,測量數據如表2所示，測量外操作油管最大擺度值為0.22mm，最大擺度點為1～5 點方向，大于容許的最大擺度值0.20mm。

圖3 外操作油管盤車擺度測量點

表2 處理前外操作油管擺度測量值 0.01m

2.2 外操作油管擺度調整

（1）外操作油管擺度調整的風險。外操作油管如制造質量過關，安裝時嚴格控制工藝應可保證其擺度在正常范圍內，如存在超標，可能的原因如下：①外操作油管或發電機短軸法蘭面止口不光滑，存在局部高點或毛刺。②止口法蘭密封圈安裝工藝不到位，局部粘接高低不平。③操作油管或發電機短軸法蘭聯接螺栓力矩未對稱均勻緊固，導致法蘭面安裝時存在單邊。④操作油管或發電機短軸法蘭加工同軸度偏差過大。

拆卸外操作油管與發電機短軸聯接大法蘭，檢查發現法蘭面光滑，密封圈無壓潰等痕跡，重新裝復，對稱均勻緊固螺栓后復測擺度值無改善，此時按照常規處理方法應拆卸發電機短軸，對發電機短軸與轉子聯接的法蘭面進行處理。如拆卸發電機短軸需拆卸滑環及其支架，整個檢修工程量和風險控制難度加劇，且采取常規的方法，需對發電機短軸部分與轉子聯接法蘭面加墊片或打磨法蘭面，如處理不當，可能對法蘭面造成永久性的損傷，法蘭面表面平整度不夠，可能導致法蘭面承受交變應力作用出現壓潰而導致螺栓松動、密封條長期使用后可能出現滲漏。

（2）外操作油管擺度調整的新方法。①為減少檢修工程量和安全風險，對發電機短軸聯接法蘭處的擺度進行了測量，發現最大擺度為0.12mm，因而初步分析操作油管處的擺度相對量增加可能與法蘭面的垂直度或止口的間隙存在關系，決定對外操作油管轉動一定角度再重新安裝，并控制螺栓的緊固順序，通過外操作油管與發電機短軸“曲折”的抵消達到減少擺度。多次調整法蘭的安裝角度，最終外操作油管相對原位置逆時針轉動45°，此時外操作油管擺度達到最小，最大值為0.10mm，位置為2～6 點，測量數據如表3所示。②擺度調整完畢裝后進行整體回裝，受油器體與外操作油管同軸度控制在0.10mm 以內，并測量固定瓦與操作油管間隙保持左右對稱均勻，上部間隙大于下部間隙。

表3 處理后外操作油管擺度測量值 0.01m

2.3 處理效果

處理完畢后開機至空轉，并采用振動加速度傳感器對受油器各瓦處振動進行測量，見表4 所示，與處理前數據對比，受油器浮動瓦處振動從3.6m/s2降低至2.10m/s2，其余測點整體振動峰峰值降低40%，基本與3 號機組一致，運行中無異常聲音。機組運行中受油器漏油量、受油器溫度、槳葉開關均無異常。

3 結語

燈泡貫流式機組受油器及操作油管安裝質量水平的高低直接影響機組安全穩定運行。本文中采用的加速度振動傳感器測量受油器各部位振動進行數據分析，可以精確定位故障點并通過波形特征判斷故障原因，為處理提供決策依據；通過調整外操作油管法蘭相對位置，與發電機短軸“曲折”的抵消，可以在不打磨法蘭面或加墊的情況調整好擺度，大幅度減少調整工作量或降低了檢修風險。

表4 外操作油管擺度調整后受油器振動測量