受油器铜瓦磨损原因分析及处理.docx

1、受油器铜瓦磨损原因分析及处理受油器铜瓦磨损原因分析及处理摘要：针对轴流转桨水轮机受油器铜瓦磨损严重原因分析，发现受油器操作油管越下端摆度较大，修正操作油管轴线至合格。关键词：油器铜瓦轴线1概述沙溪口水电厂共有 4 台 75MW 水轮发电机组，水轮机为轴流转浆式型号为 ZZF01-LH-800，发电机为全伞式，型号：SF75-80/13000，自 1987年 12 月至 1990 年 12 月 4 台机组相继投产发电，每台机组的首次大修都是在发电机组投运一年后引进的，第一轮大修周期间隔 5 年。但大修分解拆开受油器时均发现受油器铜瓦面磨损严重，特别是最下端浮动瓦和中间端之固定瓦，均有不同程度的圆

2、周磨损痕迹，浮动瓦最深磨损痕迹深度达 1mm，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，重新更换铜瓦，并对配合间隙进行合理的分配后装复。又经过一段时间运行，受油器外操作油管与浮动瓦配合处出现喷油，调速器浆叶不能投入自动运行，造成压油泵频繁启动，并有溜负荷现象。经对其它台次的机组大修同样发现，下端浮动瓦和中端固定瓦均有磨损现象。2现状调查从受油器的结构示意图（图 1）可以看出，内操作油管的上、下固定铜瓦是固定在受油器本体上的，并于内操作油管（转动部件）间的配合间隙为 0

3、.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支座上，其径向移动量（单边）为 1.5mm，与外操作油管的配合间隙为 0.28mm，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。沙电机组内、外操作油管子是可分离式组装，组装后将内、外操作油管放在专用测同心度架上进行同心盘车或上（图一）机床进行同心度盘车，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，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

4、的安全稳定性，1995 年，对# 2 机组轴线盘车过程中，在外操作油管同一平面互为 90 度的底圆处多装了两架百分表进行盘车监视，盘车结果发现外操作油管净摆度值比较大，测量数据见表 1。表一2 机大修受油器内、外操作油管盘车记录 单位：0.01mm净摆度 内操作油管 -0.11 -0.04 +0.06 +0.13外操作油管 +0.15 -0.06 -0.19 -0.22外操作油管底端 +0.19 -0.12 -0.24 -0.29但由于大修工期等原因，末对其存在的问题进行反工（再吊出上机架、上端轴）进行处理，只是将受油器操作油管法兰止口进行修刮平移和刮紫铜垫处理，并用定位销定位。经特殊处理后装

5、复。3因果分析分析我厂的受油器铜瓦磨损程度可知，内操作油管下端固定铜瓦有少量的磨损，且越靠近内操作油管下端越严重，96 年3 机组大修操作油管轴线调整时避免 95 年2 机组大修操作油管轴线调整反工现象，95 年2 机组大修操作油管轴线调整已经证实操作油管的安装时摆度值偏大，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。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，操作浆叶的开与关做上、下运动，当油管向上开启浆叶运动时，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，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

6、加剧。从图二可知，转轮活塞上端面至受油器长达 18m，并由 5 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。大修装复操作油管时，先把水轮机段操作油管经过修刮其下端法兰垫片和调整螺丝预紧力，求得与水轮机大轴的同心度，但是，水轮机主轴法兰至发电机转子上端的操作油管联结后，无法保证与水轮机段的同心度，因为不能采用多次起吊转子来调整其同心度，只能靠测量水轮机主轴与发电机主轴联接法兰间的倾斜度和法兰的同心度，转子上端操作油管与导向铜套之间的间隙（导向铜衬套与操作油管间的配合间隙为0.30mm），处理两段操作油管间的紫铜垫片求得同心，再将转子与水轮机主轴法兰联结，继而测量操作油管与导向铜衬套之间的间隙是否均匀，即可判断操作油管的倾斜度，但测量的结果多是靠单边或接近于靠向单边，必然造成联结转子上端轴处的操作油管倾斜度增大。4处理方法1996 年在对3 机组大修中，在安装至发电机转子上端轴处时，测量其操作油管与转子中心铜衬套间隙,结果同心度并不理想，（实测结果X