水轮机受油器检修
水轮发电机组设备技术规范及检修类别周期和项目
水轮发电机组设备技术规范及检修类别周期和项目名称1#机2#机型号TS550/80-28TS550/80-28制造厂家哈尔滨电机厂哈尔滨电机厂投产日期1966.9/1987.121972.4/1999.3额定视在功23125 KV A23529 KV A 率额定有功功20000KW20000KW率额定电压 6.3KV 6.3KV额定电流2120A2150A额定功率因0.80.85数额定转速214.3 转/分214.3 转 /分飞逸转速440 转/分440 转 /分频率50 HZ50 HZ相数 3 相 3 相定子槽数264264定子接法4Y4Y定子通风方封闭双路自循封闭双路自循式环风冷环风冷定子绝缘黄绝缘短路 1.1比定子绕组双层迭绕检修类别、周期和项目一、日常维护及巡视检查：每天 1次1、视听上下导轴承运行时有无异音，仪表所指示瓦温是否正常，受油器是否有磨擦音，有无漏油甩油，油冷却器水流是否畅通等缺陷。
2、检查机组摆度：观察振动和声音有无异常。
3、检查风闸有无异常及管道是否泄漏。
4、检查各表计是否完好，指示是否正常。
5、检查出的缺陷在不影响机组正常运行的情况下，能处理的及时处理；不能处理的作好记录，并安排专门时间处理。
二、小修每年 1～2 次工期5～10天检修项目：1、上下导设备外观油务检查清扫2、风闸、管路检查处理3、转子检查、清扫4、转子滑环及碳刷调整检查5、对定、转子进行各类常规预防性试验6、励磁回路引线检查清扫并作绝缘电阻测量7、油、气、水系统管路检查处理8、主要阀门检查处理9、其他缺陷处理三、大修每 3～5年1 次工期35～ 45天检修项目：1、受油器解体检修，铜瓦椭圆测量2、操作油管清洗，做耐压试验，水轮机和发电机大轴清扫3、推力轴承、上下导轴承检修，油槽清洗及冷却器耐压试验4、风闸检修，作耐压试验5、空气冷却器检修6、发电机转子检查清扫7、转子滑环及碳刷调整检查8、对定、转子进行各项试验9、励磁回路引线检查清扫并作绝缘电阻测量10、定子检查、清洗去污11、机组中心调整及轴线处理12、上下导间隙调整13、上下导油槽温度计校正及仪表检修14、管路阀门检修处理15、相关改造项目。
水轮机检修规程1
水轮机检修规程目录第一章检修周期、项目及主要技术要求第一节检修周期及工期第二节检修项目及主要技术要求第二章检修前后的准备管理工作第一节检修前准备工作第二节检修后的总结第三章检修工艺第一节检修的一般注意事项和要求第二节扩大性大修的主要程序及主要要求第三节转轮第四节水润滑橡胶瓦水导轴承第五节油润滑金属瓦水导轴承第六节导水机构第七节水轮机轴第八节其它附录一水轮机主要参数附录二水轮机检修质量标准第一章检修周期、项目及主要技术要求第一节检修周期及工期第二节：检修项目及主要技术要求第2条：巡回检查、维护项目及要求一、检查水轮机是否有碰击异音。
二、水导检查1、测量水轮机水导轴承处摆度有无异常增大，并做好记录（同时记录导叶开度、负荷、水头等数值）2、#1、#2机检查水导给水情况及给水压力，平板水封漏水是否过大。
3、#3、#4机检查水导轴承油面，油色应正常，每月应取油样化验一次。
三、检查导水叶轴承漏水情况。
四、检查机械阀，真空破坏阀的工作是否正常，有否漏水现象。
五、顶盖水泵检查。
1、检查轴承有无异音及其他异常现象。
2、检查油面、油色是否正常。
3、检查底阀充水情况是否正常。
六、检查管路、阀门、法兰等有无漏水现象。
七、检查接力器、作用筒、推拉杆、拐臂等工作应正常，轴销是否松出。
八、检查各表针、指示应正常。
九、检查受油器有否异常、异音，有否出现铜沫。
十、导水机构连杆、拐臂、真空破坏阀等用黄油润滑的关节，每月注黄油一次，每次应注足。
十一、检查调速环油色，油面应正常。
十二、在巡回检查中发现的缺陷，在可以不停机的情况下能处理的缺陷应及时进行处理消除。
十三、机组运行工况记录。
记录上下游水位、机组出力、导叶开度、轮叶开度、水导摆度及设备缺陷、#3、4机水导瓦温、油色、油位及调速环油位等。
大修项目除小修项目外增加以下项目：第5条：扩大性大修项目及主要技术要求扩大性大修除大修项目外，还可根据机组缺陷情况增添下列内第二章检修前后的管理工作第一节检修前的准备工作第6条：对所检修的设备的运行状态进行详细周密的调查，全面了解该设备所有的缺陷及存在问题。
轴流式水轮机受油器磨损处理及其改进
漏油，都汇集在大轴 内孔和外油管外壁形成的油腔
中，经溅 油盆 、回油管 引到集油箱 ，反复循环使用 。 机组运 转 时 ，上 浮动 瓦下平 面经 常受关 闭腔油 压 的作 用 （ 平 面通 回油 ） 上 ，浮 动 顶 在 上 压 板 上 。
动等事故 ， 严重影响机组的安全运行。故对受油器
体 内只为润滑桨叶机构用的油的压力 ，同时使得转 轮体内部保持一定 的压力 。油 路 ａ是低压 的，约
为 ０１ ０２Ｍ ａ ．５～ ． Ｐ 。内外 操 作 油 管 之 间 所 形 成 的 ｂ
１ 机组运行过程中存在的问题及影响
源合水电站转桨式机组在运行一段时间后出现
调速器油 压 装 置 频 繁 启 动 ，每 ２—３ｍｎ 动 １次 ｉ启 （ 正常 ５ ０ｍｎ —１ ｉ启动 １ ） 次 ，造成 受 油器 大量 漏油 ， 甚至影 响桨 叶的正 常操作 。在这 种状 态下机 组坚持 运 行 ，只得将 桨叶置 于手 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 ，使机组 无法 在最优 效率
２ 受油器的结构及工作原理
转 桨 式 水 轮 机 的 受 油 器是 桨 叶操 作 油 的 引进
口，将从 油压装 置引进 的压力 油 引人转动 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
油压的作用 ，被压靠在下托板上。
图 １中布置 的上 、中 、下 ３道浮 动瓦 ，材料 均
行 时随着操 作 油管 的转动进 行前 后左右 移动 ，所 以
称浮 动瓦 。
设计端面间隙 ００ ～ ． 。中浮动瓦外形尺寸及公 ． ００ ６ ９
灯泡贯流式机组受油器检修要点及控制措施
灯泡贯流式机组受油器检修要点及控制措施发布时间：2022-07-28T08:29:52.519Z 来源：《福光技术》2022年16期作者：毛宇[导读] 随着经济的发展和人们生产生活对电力需求的增加，水轮发电机组的正常运转也受到了越来越多的关注。
四川港航聚能电力技术有限公司四川成都 610041摘要：随着经济的发展和人们生产生活对电力需求的增加，水轮发电机组的正常运转也受到了越来越多的关注。
受油器是双调节水轮机中不可或缺的组成部件，能够传输与分配压力油。
本文介绍了灯泡贯流式机组受油器的基本情况、受油器在检修时的要点及控制措施，以期能为水利水电工作者提供实践操作参考，保障发电机组能够稳定运行，顺利发电，切实满足人们对电力资源的需求。
关键词：灯泡贯流式机组；受油器检修；操作油管引言受油器是灯泡贯流式水轮发电机组重要组成部分，它是通过输送、分配压力油，控制转轮桨叶的开关度。
机组在长时间运行工作时，浮瓦会出现正常磨损、漏油增大、异常情况下运行会出现摆渡大、缺油造成浮瓦烧瓦等故障，根据故障程度不同，威胁机组安全稳定运行，严重的会造成机组非计划停运。
1、受油器的基本情况1.1受油器的结构对灯泡贯流式水轮发电机组受油器进行分析可以了解到，受油器采用浮动瓦结构，位于操作油管上游端部。
受油器主要由受油器罩、受油器体、固定支架、浮动瓦、受油器端盖、挡油环、操作油管等部件构成。
1.2受油器的工作原理受油器主要由旋转油管与静止压力油管两部分组成，其中旋转油管主要与受油器、桨叶进行连接，被装设在水轮发电机的轴内，它可以与水轮机同步旋转；静压油管主要连接接油器和叶片主配压阀，在工作过程中能够将压力油运输到受油器当中。
在实际工作中，受油器可以将桨叶接力器中的压力油与水轮机轮毂油，从静止压力油管中转移到转动地操作油管与轮毂油管当中，然后旋转油管中的回油将会传递到静止压力油管当中。
现阶段，灯泡贯流式水轮发电机组的桨叶接力器主要可以分成两种，分别是活塞套筒式与活塞缸动式。
探析水轮发电机组受油器出现故障的原因及其检修方法
探析水轮发电机组受油器出现故障的原因及其检修方法发布时间：2021-09-10T10:43:29.707Z 来源：《时代建筑》4月上作者：吴乾荣[导读] 水轮机的一个重要组成部分就是受油器，发电机组是否可靠与受油器运行的质量有着直接的关系。
广西水利电业集团有限公司藤县发电分公司交口水电站吴乾荣广西藤县 543300【摘要】水轮机的一个重要组成部分就是受油器，发电机组是否可靠与受油器运行的质量有着直接的关系。
本文依据工程实例，在介绍发电机组常见问题以及受油器工作原理的基础上，对水轮机受油器的一些常见的故障进行了讨论，并且提出了相应的检修方法，以期为相关的工作人员提供参考。
【关键词】水轮机；受油器；故障；检修方法引言：受油器浮动瓦有着十分重要的作用，操作油管的导向以及稳定程度都与操作油管有着一定的作用，同时也能够对操作油管的开腔和关腔进行封闭，能够对两腔的高压防止其互窜。
本文结合笔者处理机组受油器故障的经验，对受油器出现故障的原因进行的分析。
1 受油器的工作原理及其结构水轮机桨叶操作油的引进口就是受油器，把在油压装置引进的压力油引入到转动的操作油管，然后对桨叶转角以及桨叶接力器活塞的进程进行指示以及反馈，这样能够保持桨叶以及活动导叶的协联关系。
装置在发电机轴与受油器操作油管和水轮机轴里的上、下操作油管成为一体，这样就能够形成通油的三条油路，分别为a,b,c三条。
操作油管外管和主轴之间的油路向上和受油器回油腔a向联通，之后再通过回油管和油压装置的集油箱相互联通，向下和转轮体内腔相互联通，这样能够在很大程度上减少转轮体内只为润滑桨叶机构用的油的压力。
与此同时也能够使得转轮体内部始终保持一定的压力。
a油路通道是低压通道，b油路是由内外操作油管形成的，c油路是内管，b、c油路分别和受油器的两个压力油腔是相互联通的，也就是开启腔和关闭腔，向转轮体内接力器供油。
2 受油器出现的故障及其原因受油器经常出现的故障就是烧瓦情况，这是由于受油器的中心和操作油管旋转中心偏差比较大，已经超出下浮动瓦的最大浮动量，这就使得下浮动瓦在工作的过程当中会向一边靠，使瓦轴憋劲，最终导致受油器烧瓦。
水轮发电机组发电机大修拆卸程序及要求
水轮发电机组发电机大修拆卸程序及要求第一节拆受油器1、因为机组已改用双微机调节，励磁变压器提供励磁电流，因此取消了永磁机，只是利用受油器上顶端面，装有浆叶反馈系统装置。
2、拆受油器前确认操作系统压力已撤，转轮已放油。
3、拆除浆叶反馈钢丝绳和浆叶角度指示针。
4、测量操作油管与受油器铜套配合间隙，要求S双≤0.15mm，若过大，检修中应进行处理。
5、逐步拆吊受油器体、溅油盆及底座等。
6、拆卸的全部螺丝、垫片、胶木绝缘套如有缺损应及时配齐，烘干存放以便回装时使用。
第二节拆励磁机、发电机母线及转子滑环1、励磁机的拆出：（1）配合电气人员拆除刷架及励磁机引线等。
（2）吊出励磁机定子时，应由4～6人手持1.5mm厚硬壳纸板控制励磁机中心位置进行起吊。
（3）将励磁机转子与大轴螺丝松开并用顶丝将励磁机转子顶起后，方可起吊，并拆除与受油器联接的操作油管。
2、发电机母线分解（1）拆开引出线及中性点接头。
（2）拆前应作好相序，位置记号。
（3）各母线接触应加保护套。
（4）拆下母线应集中放在不易碰伤之处。
3、滑环拆卸（1）取出滑环炭刷，放在专用箱内。
（2）拆下刷架。
（3）拆下转子引线，作好引线标记。
（4）拆下滑环，保护好滑环面。
（5）摇测各部件应集中放在可靠之处。
（6）摇测各部件绝缘，作好记录。
第三节拆上导轴承及推力轴承1、拆除上导及推力油槽盖板。
2、仪表人员应拆除测温引接线。
3、拆出上导瓦压板，测量上导瓦间隙并作好记录，然后用上导瓦将推力头抱紧，以便测量水导轴承拆前间隙。
4、取出上导瓦（如有些上导瓦间隙过小难以取出，可松开其抗重螺丝），放在专用木板和毛毡垫上，并作好磨损和瓦绝缘电阻值记录。
5、松开上导瓦架联结螺丝，吊出上导瓦架。
6、拆出挡油板及油冷却器。
7、测量推力瓦与瓦架间隙及瓦面标高。
8、顶起风闸，拆出推力头卡环及推力头和镜板联接螺丝、定位销。
（拆时注意编号和绝缘垫方位）9、拔推力头，用风闸将机组转动部分顶起，然后在推力头和镜板之间垫上胶木板，再下落风闸，重复多次，直至推力头拔出175mm为止，然后吊出推力头，放置时在结合面及轴颈处涂好透平油贴上描图纸，放置牢固可靠的枕木上。
水轮机检修规程
目录1.范围 (1)2.规范性文件 (1)3.术语和定义 (1)4.水轮机技术参数 (2)5.水轮机检修前的准备 (2)6.水轮机检修项目、工艺要求及质量标准 (4)7.主要设备检修工艺工艺要求及质量标准 (12)8.水轮机检修后的质量验收和试运行 (31)9.水轮机检修总结报告 (34)10.水轮机常见故障与检修处理 (34)11.附录： (36)1.范围本标准规定了水轮机的扩修、大修、小修和巡回检查的项目、技术要求、检修工艺、试验方法和注意事项等方面的内容。
本标准适用于同类型水轮机的检修工作.2.规范性文件下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准时应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB 8564—2003 水轮发电机安装技术规范GB/T15468—2006 水轮机基本技术条件GB/T15469—1995 冲击式水轮机空蚀评定GB/T17189—2007 水力机械振动和现场测试规程DL/T507—2002 水轮发电机组起动试验规程DL/T556—1994 水轮发电机组振动监测装置设置导则产品设计图纸及制造工艺文件3.术语和定义3.1下列术语和定义适用于本标准：3.1.1水轮机检修：为保持或恢复水轮机的性能而进行的检查和修理。
包括：水轮机扩大性大修、大修、小修、抢修和小型技术改造3.1.2水轮机小修：为了保证水轮机在大修周期内安全运行到下一次大修，对水轮机进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的水轮机局部缺陷或更换过别部件3.1.3水轮机大修：对水轮机进行有计划的进行彻底的检查和修理，全部或部份解体，进行，更换、修理易损的主要部件，恢复水轮机设计性能和出力3.1.4扩大性大修：指吊出发电机转子的检修3.1.5水轮机状态检修：指根据设备状态监测或故障诊断系统提供的信息，在设备可能发生故障前有目的的安排的检修，属于预测性检修。
灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理
灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理[摘要] 本文结合受油器的实际情况，对受油器在运行过程中出现的故障进行分析，并对故障进行处理，最后总结出了受油器正确的安装方法以及受油器的检修方法。
[关键词] 水轮发电机受油器故障检修前言受油器是灯泡贯流式水轮发电机组的重要组成部分，它具有传输和分配压力油的作用。
当机组运行时间较长时，受油器会出现浮动异常磨损拉伤、受油器漏油量增大、浮动瓦烧瓦等故障，因其故障程度各有不同且反复出现，对机组安全稳定运行构成严重威胁。
由此可见，受油器浮动瓦的作用十分重要，它对操作油管的运行起到一定的导向和稳定作用，还可以对操作油管的开、关腔压力油进行隔离密封，能够防止两腔高压油互窜。
某电站转轮为活塞动式结构，取消了轮毂供油箱和供油管，中油管不但要转动，还需作为轮叶开度反馈，即跟随轮叶开关往复运动；虽然减少了电站安装、运行、维护的工作量，但密封比较困难，如设计、制造、安装不当，极易留下隐患，一般灯泡贯流式机组很少采用。
本文结合笔者处理该电站1#机组受油器漏油的实际情况和安装检修工作经验，对受油器故障原因进行了分析，希望对受油器的安装和检修有些帮助。
1.故障检修过程1#机组安装完工，进行首次启动试验；手动打开调速器导叶，缓慢启动机组转速至额定转速，空转3个多小时后，发现受油器外操作油管有异响，受油器后油箱发热，手动停机检查，发现是油箱上部有刮痕；测量外操作油管与后油箱间隙为0.5 mm。
对于上述问题，可能产生原因为：一是外管摆度过大，转动时与后油箱相碰；二是后油箱与挡油环相碰。
为让机组尽快发电，决定采取临时处理方式，在后油箱下端至中部加一块2 mm的石棉垫，使外管与集油箱上部的间隙增大到1 mm；同时将挡油环的端面用角磨机磨去1.5 mm，立面磨去1 mm，增大与后油箱的间隙。
再次手动开机后，发现异响依旧存在，而且漏油很大，机组手动停机检查。
把受油器拆出，检查发现主要问题有4个：①后油箱与外管仍有干涉存在；②导向瓦的瓦面已发生严重的磨损，不能再使用；③受油器的回复轴与导向瓦、密封压盖底部有磨损的现象，证明回复轴摆向下部；④瓦盖与上游侧浮动瓦配合没有间隙，瓦盖与瓦把紧后，没有前后活动的余地，也失去了浮动作用，故而一直与操作油管发生摩擦，增大瓦与轴的配合间隙。
2号水轮机检修报告
设备检修报告设备名称：乌金峡水电站2号水轮机检修报告检修级别：C级检修设备管理部：后战奎检修管理部：李华栋编制人：***编制时间：二〇一七年二月二十七日乌金峡水电站2号机组水轮机C级检修报告发电企业：国投甘肃小三峡公司电站名称：乌金峡水电站设备名称：2号机组水轮机一、检修时间计划：2017年02月13日09时至2017年02月27日12时进行第7次C级检修，共计划15日实施：2017年02月14日10时至2017年02月27日09时，共计14日二、检修人员项目组长：李华栋作业组长：朱天华作业组成员：戚晓涛三、标准检修及试验项目1、水导轴承外部清扫、螺栓检查紧固；2、导水机构各部螺栓、销钉、螺帽检查、清扫，导叶偏心销定位情况检查；控制环注油3、转轮各联接部位渗漏检查、叶片密封渗漏检查，叶片密封压板螺栓和泄水锥闷板螺栓紧固检查，转轮叶片汽蚀检查记录4、转轮室组合面螺栓及转轮室与外配水环把和螺栓检查紧固，各部清扫，外配水环结合面螺栓及与管型座把和螺栓检查紧固5、主轴工作密封检查检修，更换前两道GFO盘根，管路疏通检查，检修密封（空气围带）试验6、过速装置间隙测量，必要时调整.7、受油器各部清扫，管路、管卡检查紧固.8、尾水管进人门开启封闭.9、流道内各部件检查,测压管路检查疏通；10、各部压力表计校验；11、金属监督项目检查记录；12、泡体内各部格挡清扫；13、检修中新发现的缺陷处理；四、非标准检修及试验项目1、伸缩节分解密封更换五、检修内容1、水导轴承水导轴承各部连接螺栓检查无松动，水导轴承外部已清扫干净。
2、导水机构2.1导叶气蚀、磨损情况已检查,过流面未发现有气蚀磨损情况。
2.2控制环检查清扫，导水机构润滑部分已添加润滑剂，润滑良好。
2.3拐臂和连杆及弹簧、偏心销检查无异常，弹簧无裂纹，连杆及销子无变形。
2.4外配水环与管型座、内配水环与管型座的螺栓、销钉紧固检查无松动。
2.5导叶接力器及其连接销钉、螺栓检查无松动。
水轮发电机组A级检修项目参考表
（3）更换迷宫环；
（4）更换泄水锥；
（5）大面积修补转轮及转轮室。
四、引水管、蜗壳与尾水管
（1）检查蜗壳及尾水管；
（2）修补尾水管汽蚀；
（3）检查引水钢管、伸缩节漏水并堵漏；
（4）解体、检查及修理空气阀、蜗壳排水阀、尾水管排水阀、技术供水阀；
（5）水下检查并清理取水口拦污栅；
2）测量机组各部振动、摆度、温度；
3）进行机组甩负荷试验；
4）测定导叶漏水量；
5）进行调相、进相运行试验；
6）对有条件的机组，进行效率、耗水率试验；7）进行机组超速试验；
*8）测量发电机电气参数；
*9）进行动水关闭快速闸门试验。
注：表中不带*的为B级检修项目。
水力发电机组计算机监控系统
部件名称
A/B级检修标准项目
（5）检查制动环及其挡块；
（6）检查、调整滑环电刷装置及引线；
（7）进行电气预防性试验及测量轴电压、轴电流；
（8）对水内冷转子进行反冲洗、流量及水压试验；
（9）调整机组轴线（包括受油器操作油管）；*（10）处理轮环下沉；
*（11）修理轮臂大键；
*（12）测定调整转子圆度及磁极标高；
*（13）处理磁极绕组匝间绝缘；
（6）清扫、检查测量表计管路；
*（7）更换引水钢管伸缩节密封填料；
*（8）对引水钢管、蜗壳进行防腐；
*（9）进行蜗壳及尾水管灌浆；
*（10）修补尾水管。
（1）加固或改造引水压力钢管；
（2）更换尾水管里衬；
（3）吊出水口拦污栅，清理、修补并防腐。
五、水轮机补气装置
（1）对真空破坏阀进行解体、清扫、处理及试验调整；
（3）检测永磁发电机转速电压特性；
水轮机组受油器故障分析和处理措施
水轮机组受油器故障分析和处理措施作者：黄展花来源：《科技与创新》2014年第06期摘要：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）06-0063-021 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。
灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理
TECHNOLOGY AND INFORMATION52 科学与信息化2022年1月下灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理于金锋中国水利水电第三工程局制造安装分局 陕西 西安 710000摘 要 受油器是双调节水轮机中不可或缺的组成部件，能够传输与分配压力油，本文介绍了受油器的基本情况、灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障的主要原因以及故障的处理方法，以期保证水轮发电机组能够稳定运行，切实满足人们对电力资源的需求，希望能够给读者带来启发。
关键词 灯泡贯流式水轮发电机组；受油器故障；故障处理引言受石油能源日渐匮乏的影响，水电、风电等清洁能源受到了人们的广泛关注，现阶段，面对人们对电力资源的需求量不断上涨的情况，水电站方面可以通过对水电转换设备进行优化升级的方式，进一步提升自身的供电量。
灯泡贯流式水轮发电机组作为一种较为先进的水电机组，受到了业内人士的欢迎。
1 受油器的基本情况1.1 受油器的结构对灯泡贯流式水轮发电机组受油器进行分析可以了解到，受油器采用浮动瓦结构，位于转子中心体端，一般情况下，受油器主要由外壳、固定支架、浮动瓦座、圆形顶筒、排油管、发电机延伸轴或者发电机小轴等部件构成。
1.2 受油器的工作原理受油器主要由旋转油管与静止压力油管两部分组成，其中旋转油管主要与受油器、桨叶进行连接，被装设在水轮发电机的轴内，能够与水轮机同步旋转；静止压力油管主要与受油器、桨叶主配压阀相连，在工作过程中能够将压力油运输到受油器当中。
在实际工作中，受油器可以将桨叶接力器中的压力油与水轮机轮毂油，从静止压力油管中转移到转动的操作油管与轮毂油管当中，然后旋转油管中的回油将会传递到静止压力油管当中。
现阶段，灯泡贯流式水轮发电机组的桨叶接力器主要可以分成两种，分别是活塞套筒式与活塞缸动式。
受油器的具体工作原理是，调速器中的压力油通过受油器的转向操作油管，流入转轮接入器，并驱动转轮叶片的旋转，同时经过受油器轮毂油箱的润滑油将流向转轮的轮毂体。
水轮机检修维护规程
表1Q/105 班多水电站技术标准水轮机检修维护规程目次前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 概述 (1)4 技术规范 (1)5 维护管理 (4)6 检修管理 (4)7 故障分析及处理 (11)8 备品备件 (11)前言本规程制定的目的是为了班多水电站机组投产后能够做好设备的运行维护工作，保证机组安全稳定的运行。
本规程根据DL/T 600─2001《电力行业标准编写基本规定》和DL/T 800─2001《电力企业标准编制规则》的规定编写，在本规程的编写过程中对DL/T817—2002《立式水轮发电机检修技术规程》、GB/T7894—2001《水轮发电机基本技术条件》、GB/8564—1988《水轮发电机安装技术规范》、DL/T838—2003《发电企业设备检修导则》、等标准中的有关内容进行了引用。
参考了ZZ—LH—660水轮机设计说明书、现场安装作业指导书。
本规程由班多水电站安全监督与生产技术部提出，在试行过程中发现有待改进的内容，及时提出，补充完善。
本规程归口单位：班多水电站安全监督与生产技术部本规程起草单位：龙羊峡发电分公司本规程起草人：刘青本规程初审人：韩毅柳克圣刘民生杨冬张伟华本规程审核人：张华周国亭本规程批准人：王怀宾本规程于 2010年07月01日首次发布， 2010年09月01日实施本规程由班多水电站安全监督与生产技术部负责解释班多轴流转浆式水轮机检修维护规程1 范围本规程规定了班多电站轴流转浆式水轮机维护及检修项目、周期、工期、质量标准及验收等级、检修技术管理及工艺要求，巡回检查项目。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版不适用于本规程。
然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。
DL/T817— 2002立式水轮发电机检修技术规程GB/T7894—2001水轮发电机基本技术条件GB/8564— 2003 水轮发电机安装技术规范DL/T838— 2003发电企业设备检修导则3 概述班多水电站水轮机组由浙江富春江水电设备股份有限公司制造，水轮机型号为ZZ—LH—660，型式为轴流转浆式水轮机，水轮机在运行中通过协联方式控制浆叶和导叶的操作，蜗壳为不对称梯形断面包角为210°的混凝土蜗壳，尾水管型式为弯肘型，水平扩散段设1个中墩（设有中墩护头），金属尾水管里衬延伸至肘管的出口位置，转轮主要由转轮体、6只叶片、叶片密封、叶片操作机、上下端盖和泄水锥等部件组成。
水轮机运行检查与维护
水轮机运行检查和维护水轮机是一种将水流能力转换为旋转机械能的动力机器。
水轮机是水力发电系统中不可缺少的组成部分，按其工作原理的不同，有冲击式水轮机和反击式水轮机两大类。
为确保水力发电的安全和稳定，必须对水轮机运行过程进行严格的检查和维护。
² 水轮机检查和维护的基本要求巡检和维护的基本要求包括：（1）操作装置应及时记录每个轴承的温度，检查油位油温、油压及泠却水压力，并按规定的时间、线路进行巡检，做好巡检记录。
（2）在汛期或极端天气和其他工作环境中，应加强巡检。
（3）新投运的设备，以及在核心部件或主体拆卸和维护后再次投入运行的设备，应加强巡检。
（4）水轮机在检修和维护时，必须严格遵守工作票制度。
（5）每次长期停机时，应关闭进水闸门。
（6）停机时，接力器油管的油阀开关室连接，水轮机检修密封应投入。
² 水轮机运行检查和维护Ø 水轮机的检查和维护（1）水导轴承油槽油色、油位合格，油槽无漏油、甩油，壳体无异常过热，冷却水压指示正常。
定期进行油质化验。
（2）水轮机室的接力器无抽动、无漏油，回收机构的传动钢丝绳应无松动和发夹现象，机构工作正常。
（3）检查漏油装置的油泵和电机工作正常，漏油泵在自动状态，漏油箱油位在正常范围内，控制浮子及信号器完好。
（4）导叶安全销未切割或跳出，信号装置完好，机组运转声音正常，无异常振动、摆动现象。
（5）水轮机主轴密封无大量漏水，导叶轴套、顶盖补气阀无漏水，顶盖各部件无振动松动，排水畅通，排水泵工作正常。
（6）轴流转桨式水轮机叶片密封正常，受油器无漏油现象。
（7）各管路阀门位置正确，无漏油、漏气、漏水现象，过滤器工作正常，前后压差不应过大，否则，打开排污阀以清洁排污。
（8）每个电磁阀和电磁压力分配阀的位置正确，各电气引线装置完好，无过热变色氧化现象。
（9）蜗壳、尾水管人孔门螺栓齐全、紧固，无剧烈振动现象，压力钢管伸缩节正常，地面排水保持畅通。
（10）水轮机充水前后检查如下：DL/T 507的要求进行。
水轮发电机组油压装置检修工艺规程
水轮发电机组油压装置检修工艺规程1.1检修与调试的质量控制要点1)集油糟、漏油箱应进行注水渗漏试验，保持12h无渗漏。
2)压油罐应按特种设备要求作严密性耐压试验。
3)逆止阀、截止阀应作煤油渗漏试验，或按工作压力用实际使用介质进行严密性试验。
不应有渗漏现象。
4)油泵、电动机弹性连轴节安装找正，其偏心和倾斜值，不应大于0.08mm.在油泵轴向电动机侧轴向窜动量为零的情况下，两靠背轮间应有1 - 3 mm轴向间隙。
全部柱销装入后，两靠背轮应能稍许相对转动。
5)油泵电动机试运转，应符台下列要求：a)电动机的检查试验，应符合下列要求：b)油泵一般空载运行1h并分别在25%、50%、75%、100%额定压力下各运行15min，应无异常现象。
c)运行时，油泵外壳振动不应大于0.05mm，轴承处外壳温度应不大于50℃。
d)在额定压力下，测量并记录油泵输油量（取三次平均值），不应小于设计值。
6)压油装置各部件的调整，应符合下列要求：a)安全阀、工作油泵压力信号器和备用油泵压力信号器的调整，应符合设计值。
压力信号器的动作偏差不得超过整定值的±20%33b)安全阀动作时，应无剧烈振动和噪音。
c)油压降低到事故低油压时，紧急停机的压力信号器应立即动作，其整定值应符合设计要求，其动作偏差不得超过整定值的±2%d)连续运转的油泵，其溢流阀的动作压力，应符合设计要求。
e)压油罐的自动补气装置及集油槽的油位发讯装置，应动作准确可靠。
f)压油泵及漏油泵的起动和停止动作，应正确可靠，不应有反转现象。
7)压油罐在工作压力下，油位处于正常位置时，关闭各连通阀门，保持8h，油压下降值不应大于0.15Mpa并记录油位下降值，1.2调速器检修1.2.1拆卸时注意事项1)拆除和清洗柜内全部零件，用汽油清洗后并用压缩空气吹净，用清洁布包好待装。
2)压阀和手操机构的总装配图，从上至下进行解体、清洗。
3)主配压阀阀体、活塞、引导阀衬套、引导阀活塞等零件千万要仔细，切勿碰伤。
灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理
灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障分析与处理一、灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障的原因分析：1.油品问题：油品污染或过期使用，会导致受油器堵塞或油路阻力过大。
2.受油器设计问题：受油器设计不合理，结构复杂导致容易损坏或堵塞。
3.操作问题：操作不当，如长时间过载运行、过频繁起停等，可能导致受油器负荷过大或频繁振动。
4.温度问题：环境温度过高、连续运行时间过长等，会导致受油器进油口温度升高，油液黏度变化导致堵塞。
5.维护不及时：未按时进行受油器的清洗和维护，导致油泥或杂质堵塞受油器。
二、灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障的处理方法：针对灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障，可以采取以下几种处理方法：1.清洗受油器：首先，需要关闭发电机组，切断电源，然后检查受油器是否有油泥、杂质等堵塞物，若有，应将其清理干净。
可以使用专用的清洗剂进行清洗，清洗时要注意保护受油器的密封件，以免损坏。
2.更换油品：如果受油器油品污染或过期使用，需要将油品进行更换。
更换前应将油路中的旧油全部排出，然后加入新油，并按照规定的周期进行定期更换。
3.设计优化：对于受油器设计不合理的情况，可以考虑进行改进或优化。
例如，增加过滤装置，防止油泥、杂质进入受油器；简化受油器结构，减少故障发生的可能性等。
4.规范操作：操作人员应按照规定的操作步骤进行操作，避免长时间过载运行、过频繁起停等操作不当的情况发生。
此外，还应定期对受油器进行检查，及时发现问题并进行处理。
5.控制温度：对于环境温度较高的情况，可以采取降温措施，如增加散热风扇、增加冷却设备等，以降低受油器进油口的温度。
另外，需要控制发电机组的连续运行时间，避免超过规定的时间。
6.定期维护：对于受油器应定期进行维护，包括清洗受油器、更换密封件等，避免油泥、杂质长时间堆积，导致受油器堵塞。
同时，维护人员需要掌握相应的维护知识和技能，及时发现并处理故障。
综上所述，灯泡贯流式水轮发电机组受油器故障可能由多个方面原因引起，解决方法包括清洗受油器、更换油品、设计优化、规范操作、控制温度和定期维护等。
中型转桨式水轮机受油器漏油量异常分析与处理
中型转桨式水轮机受油器漏油量异常分析与处理摘要：某电站两台转桨式机组在投产后均出现了受油器不定期突发漏油增大现象，严重影响了机组和调速器的安全运行。
电站与主机厂通过对历次漏油检查情况不断分析总结，逐步摸清了漏油增大的原因，结合密封机理的分析，采取改进密封结构、严控加工质量辅以适当的装配工艺等方法，受油器漏油增大的老大难问题得以解决。
关键词：受油器；漏油1 概述某电站装有2台35MW立轴悬型轴流转桨式水轮发电机组，水轮机额定水头28.5m，额定流量136.76m3/s，额定出力36.08 MW，额定转速166.7r/min，2台机组于2017年底先后投产发电。
机组水轮机桨叶的操作机构由受油器、操作油管、桨叶接力器、操作架、连板、转臂等组成。
受油器结构为浮动瓦式，操作油管为转动（移动）部件，浮动瓦为固定部件，在操作油管与浮动瓦之间需要密封6.3MPa的汽轮机油，比较特殊的是，操作油管与浮动瓦之间除了相对转动之外，操作油管与浮动瓦还存在上下相对运动。
对应控制桨叶接力器的开腔和关腔分别设1只浮动瓦，材质为锡青铜，与操作油管配合面（内圆面）为了封油，在浮动瓦内圆面上部和下部分别装设1圈组合密封圈，浮动瓦上下端面也分别装设1只O形密封圈。
2现象及初期处理2.1 第一次漏油异常的处理第一次出现受油器漏油增大现象发生在电站投产之后的第5个月，2号机组运行过程中受油器下部漏油突然增大，由原来滴状漏油变为瀑布一样的大量涌油，通过负荷调整等措施没有明显改善，随后停机紧急处理。
分解受油器后发现下浮动瓦限位销脱出、移位，已失去限位作用。
且因为销钉脱出后进入浮动瓦下端面，使浮动瓦倾斜运行并失去浮动能力，浮动瓦偏磨进而产生高温，异常磨损产生的大量铜屑进入到滑动配合面，加剧了密封圈和配合面的磨损，最终导致密封圈撕裂失效、漏油量徒然增大。
分析此次漏油增大的直接原因为限位销及销孔配合尺寸设计不合理，主要是销长度不足，从下浮动瓦销孔中脱落后进入到下法兰盖销孔内，销的长度略大于法兰销孔深度，销的上部只有约1/5设计长度（约2mm）在浮动瓦销孔内，起不到限位作用反而将浮动瓦下端面顶起，浮动瓦在操作油管转动作用的带动下其下端面在销的对应位置磨出一圈凹槽。
水轮机受油器检修
梧州桂江电力有限公司水轮机受油器检修1受油器拆卸前的准备工作1．1计划和方案。
1．2拆卸的注意事项。
妥善保管好拆卸下来的每一个零部件，做好各部件的防损及防污染措施，包括绝缘垫和绝缘套。
1．3必要的准备。
准备好必需的工具、吊具、量具、草纸、白布、记号笔、记录笔及笔记本。
1．4安全措施布置。
拆卸前应做好所有的安全措施。
投入机械制动，切断至受油器的油源和二次电源；将高位轮毂油箱和调速器集油箱、浆叶接力器的开启和关闭操作油管中的油排净；受油器顶筒前如果装设了用于轮毂检修用的堵丝，应投入该装置，保持轮毂内油不外泄，使轮毂保持油压，避免尾水渗漏到轮毂内，又可以减少在检修后对轮毂充油的工作，同时还可避免流道排水。
2外围设备的拆卸。
安全措施做好后拆除浆叶开度反馈装置等妨碍受油器检修工作正常开展的设备。
3受油器本体与浮动瓦的拆卸。
3．1检查受油器的油已排尽，拆除与受油器连接的轮毂油管后，拆除顶筒端盖。
3．2拆卸浆叶回复杆与传动连杆的轴套，并取下传动连杆的活动部分。
3．3拆除顶筒后，测量浮动瓦与小轴的±X、±Y向的径向间隙，并作好记录。
3．4用专用设备依次取出开启腔侧和关闭侧的浮动瓦，检查小轴和浮动瓦的磨损情况。
3．5用500V的摇表检测受油器对地绝缘电阻，并做好记录。
3．6拆卸与受油器连接的操作油管和排油管，每拆一根油管，检查一次受油器对地绝缘，并做好记录。
如果受油器在运行中表现的问题得到了解决，则可不进行受油器底座的拆卸、移位工作。
4受油器支架的拆卸、移位工作。
做好受油器支架的上、下侧和左右位置标记，测量受油器支架的水平度，拔出受油器支架志基础板的连接销钉，卸掉连接螺栓，记录各部位调整垫所处的位置、数量，移出支架，取出绝缘垫。
5受油器各部件的检查及安装5．1根据拆卸时检测到受油器浮动瓦与发电机小轴的配合间隙尺寸，判断其是否符合要求。
若配合间隙不能满足要求，则应对浮动瓦进行修复，或更换浮动瓦。
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水轮机受油器检修
1受油器拆卸前的准备工作
1．1计划和方案。
1．2拆卸的注意事项。
妥善保管好拆卸下来的每一个零部件，做好各部件的防损及防污染措施，包括绝缘垫和绝缘套。
1．3必要的准备。
准备好必需的工具、吊具、量具、草纸、白布、记号笔、记录笔及笔记本。
1．4安全措施布置。
拆卸前应做好所有的安全措施。
投入机械制动，切断至受油器的油源和二次电源；将高位轮毂油箱和调速器集油箱、浆叶接力器的开启和关闭操作油管中的油排净；受油器顶筒前如果装设了用于轮毂检修用的堵丝，应投入该装置，保持轮毂内油不外泄，使轮毂保持油压，避免尾水渗漏到轮毂内，又可以减少在检修后对轮毂充油的工作，同时还可避免流道排水。
2外围设备的拆卸。
安全措施做好后拆除浆叶开度反馈装置等妨碍受油器检修工作正常开展的设备。
3受油器本体与浮动瓦的拆卸。
3．1检查受油器的油已排尽，拆除与受油器连接的轮毂油管后，拆除顶筒端盖。
3．2拆卸浆叶回复杆与传动连杆的轴套，并取下传动连杆的活动部分。
3．3拆除顶筒后，测量浮动瓦与小轴的±X、±Y向的径向间隙，并作好记录。
3．4用专用设备依次取出开启腔侧和关闭侧的浮动瓦，检查小轴和浮动瓦的磨损情况。
3．5用500V的摇表检测受油器对地绝缘电阻，并做好记录。
3．6拆卸与受油器连接的操作油管和排油管，每拆一根油管，检查一次受油器
对地绝缘，并做好记录。
如果受油器在运行中表现的问题得到了解决，则可不进行受油器底座的拆卸、移位工作。
4受油器支架的拆卸、移位工作。
做好受油器支架的上、下侧和左右位置标记，测量受油器支架的水平度，拔出受油器支架志基础板的连接销钉，卸掉连接螺栓，记录各部位调整垫所处的位置、数量，移出支架，取出绝缘垫。
5受油器各部件的检查及安装
5．1根据拆卸时检测到受油器浮动瓦与发电机小轴的配合间隙尺寸，判断其是否符合要求。
若配合间隙不能满足要求，则应对浮动瓦进行修复，或更换浮动瓦。
其修复与筒式导轴瓦的修复方法一样，发电机轴保护套或小轴有毛刺，应打磨抛光。
5．2检查、清洗、烘烤各绝缘垫和绝缘套。
如有损坏和绝缘下降的情况应立即更换。
5．3初始安装时小轴的外、中、内3层油管被拆卸，安装时，依次内、中、外3层油管顺序安装。
安装时清扫检查与主轴连接的法兰面，装入O形密封圈，拧紧与主轴法兰端面连接的螺栓。
每安装一根油管，用人工盘车的方法进行摆度测量，其摆动值不应大于0.10mm（双振幅）。
如摆度过大，可修复组合法兰平面。
待符合要求后拧紧把合螺钉。
同时还要检查内、中、外3层操作油管应同心，同心度不应大于0.05mm。
5．4将受油器本体与支架组装，并吊入灯泡头内的工作平台上，在受油器安装位置的正下方放置5mm厚的环氧酚醛玻璃板绝缘垫，再在其上放置4对楔子板，根据机组中心、高程和受油器支架端面与主轴法兰端面距离调整支架位置。
调整支架上平面的高程和水平值，其值在0.05mm/m以内。
5．5从受油器上下游侧两端盖处分上、下、左、右4个点对称测量受油器本体
与小轴同心度，根据对应的点δ上、δ下、δ左、δ右来判断受油器支架的中心与高程位置，用支架下部楔子板进行调节。
当调整符合要求后测量楔子板厚度，根据该厚度和支架基础板螺孔位置加工垫板，其厚度方位作好记录。
基础垫板加工检查后，基础垫板替代楔子板。
拧紧基础螺栓复测操作油管与浮动轴承间隙，符合要求后拧紧基础螺钉并锁定，钻铰销钉孔配销钉，受油器定位销应装入绝缘套。
5．6符合要求后拧紧受油器支架连接螺钉（螺栓应套绝缘套管、螺母应垫绝缘垫），检查支架绝缘，并用塞尺检查其结合面应无间隙，局部不超过0.05mm。
5．7安装与受油器本体连接的浆叶操作油管，再检查支架与本体的绝缘，绝缘电阻要在0.5MΩ以上。
5．8清扫检查受油器其他部件，安装挡油环、油封和下游侧端盖。
在浮动瓦两端的密封槽内先装入O形密封圈，用牛油或白膏粘牢，再装入受油器本体内。
安装时应防止密封圈出槽。
结合操作油管的实际摆度调整受油器浮动瓦与发电机小轴的间隙，使其间隙在设计或规范要求内。
其他部件的安装与拆卸的顺序相反。
安装过程中，注意各部的密封装置和绝缘套及绝缘垫的安装。
6工具材料。