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(xué)，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(diào)節(jié)水輪機特有的設(shè)備，是水輪機發(fā)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(shè)計能力、制作工藝、安裝質(zhì)量導(dǎo)致受油器異常故障的問題多有發(fā)生。受油器是燈泡貫流式機組巡檢、檢修過程重點關(guān)注對象。

近尾洲水電廠位于湘江中游，為湘江干流開發(fā)規(guī)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(fā)電機組，設(shè)備由奧地利VA-MCE 和ELIN 公司聯(lián)合提供，單機容量為21.06MW，總裝機容量63.18 MW，設(shè)計年發(fā)電量2.92 億kW·h。2015 年12 月25 日，在2 號機組維保結(jié)束時，開機監(jiān)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(zhuǎn)頻（75r/min）一致，此聲音在機組空轉(zhuǎn)條件下時、即機組軸流風(fēng)機未投入時較明顯，機組并網(wǎng)后切停軸流風(fēng)機依然可聽到，但在機組軸流風(fēng)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(fā)電機轉(zhuǎn)子固定螺栓等，均無異常，排除轉(zhuǎn)子刮擦等因素；查閱漏油泵、調(diào)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(zhuǎn)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(jié)構(gòu)特點分析

圖1 受油器結(jié)構(gòu)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(guān)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(shè)有漿葉反饋裝置，反饋操作油管的旋轉(zhuǎn)位移經(jīng)過受油器內(nèi)由兩個滾珠軸承構(gòu)成的裝換機構(gòu)轉(zhuǎn)換成直線位移后，再傳給漿葉反饋裝置。外操作油管與發(fā)電機短軸采用法蘭聯(lián)接，發(fā)電機短軸直接聯(lián)接于轉(zhuǎn)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(yīng)嚴格控制浮動瓦部位與發(fā)電機短軸的同軸度在0.10mm內(nèi)、外操作油管擺度控制在0.20mm 以內(nèi)。

1.3 測振法定位異響位置及數(shù)據(jù)分析

如在運行中操作油管擺度過大、內(nèi)部操作油管壓板固定螺栓松動等均可能引起受油器處發(fā)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(shù)據(jù)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(guān)腔固定瓦X 以及受油器基礎(chǔ)部位。在機組空轉(zhuǎn)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(zhuǎn)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(chǔ)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(chǔ)傳導(dǎo)至受油器本體所致，而是受油器本體內(nèi)部振動導(dǎo)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(jù)以上檢測情況及數(shù)據(jù)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(fā)生刮擦沖擊浮動瓦、導(dǎo)致浮動瓦周期性跳動發(fā)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(diào)速器系統(tǒng)及輪轂排油；拆卸反饋裝置及前油箱。

（2）流道內(nèi)搭設(shè)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(yīng)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(fā)現(xiàn)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(shè)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(shù)據(jù)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(diào)整

（1）外操作油管擺度調(diào)整的風(fēng)險。外操作油管如制造質(zhì)量過關(guān)，安裝時嚴格控制工藝應(yīng)可保證其擺度在正常范圍內(nèi)，如存在超標(biāo)，可能的原因如下：①外操作油管或發(fā)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(fā)電機短軸法蘭聯(lián)接螺栓力矩未對稱均勻緊固，導(dǎo)致法蘭面安裝時存在單邊。④操作油管或發(fā)電機短軸法蘭加工同軸度偏差過大。

拆卸外操作油管與發(fā)電機短軸聯(lián)接大法蘭，檢查發(fā)現(xiàn)法蘭面光滑，密封圈無壓潰等痕跡，重新裝復(fù)，對稱均勻緊固螺栓后復(fù)測擺度值無改善，此時按照常規(guī)處理方法應(yīng)拆卸發(fā)電機短軸，對發(fā)電機短軸與轉(zhuǎn)子聯(lián)接的法蘭面進行處理。如拆卸發(fā)電機短軸需拆卸滑環(huán)及其支架，整個檢修工程量和風(fēng)險控制難度加劇，且采取常規(guī)的方法，需對發(fā)電機短軸部分與轉(zhuǎn)子聯(lián)接法蘭面加墊片或打磨法蘭面，如處理不當(dāng)，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(dǎo)致法蘭面承受交變應(yīng)力作用出現(xiàn)壓潰而導(dǎo)致螺栓松動、密封條長期使用后可能出現(xiàn)滲漏。

（2）外操作油管擺度調(diào)整的新方法。①為減少檢修工程量和安全風(fēng)險，對發(fā)電機短軸聯(lián)接法蘭處的擺度進行了測量，發(fā)現(xiàn)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(guān)系，決定對外操作油管轉(zhuǎn)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(fā)電機短軸“曲折”的抵消達到減少擺度。多次調(diào)整法蘭的安裝角度，最終外操作油管相對原位置逆時針轉(zhuǎn)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(shù)據(jù)如表3所示。②擺度調(diào)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(nèi)，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(zhuǎn)，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(shù)據(jù)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(guān)均無異常。

3 結(jié)語

燈泡貫流式機組受油器及操作油管安裝質(zhì)量水平的高低直接影響機組安全穩(wěn)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(shù)據(jù)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(jù)；通過調(diào)整外操作油管法蘭相對位置，與發(fā)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(diào)整好擺度，大幅度減少調(diào)整工作量或降低了檢修風(fēng)險。

表4 外操作油管擺度調(diào)整后受油器振動測量