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。
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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。
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。