简介：如今，贯流机组广泛应用于我国各地建设的水电站，特别是灯泡贯流机组发展迅速。然而，灯泡贯流机组在实际运行中经常会出现一些机械故障，如主轴密封、导水机构漏水、受油器浮动瓦漏油等。接下来，我将结合以往的工作实践，简单分析灯泡贯流机组常见故障的维护情况。

1．灯泡贯流机组技术现状

灯泡贯流机组是贯流发电机组家族中最重要的一员。一般来说，它与发电机同轴连接。由于水轮机转速低，发电机尺寸大，外壳形成灯泡状。该机组的发电机组安装在密封的灯泡外壳上，外观与灯泡外壳相似，水轮机安装在灯泡插座上，因此称为灯泡贯流水轮机组。

灯泡贯流机组的发电机密封安装在水轮机上游侧的灯泡金属外壳中。发电机主轴与水轮机转轮水平连接，以预埋在混凝土中的金属管座为安装支撑点，上游连接发电机和冷却锥，下游连接导水机构和转轮等水轮机部件；过水流道由发电机吊入孔盖板、导水机构内外导流环和转轮室组成。水通过流道以轴对称流过转轮叶片，然后通过直锥尾水管流向下游。组合轴承安装在管座上游连接的轴承支架上，包括正、反推力轴承、发导轴承等。；水导轴承安装在管座下游连接的内部水环上，形成支撑单元大轴的支撑点。灯泡贯流机组能保持水流畅通，水效率高，单位流量大，单位转速高。在同一水头和出力下，发电机和水轮机尺寸较小，降低了厂房环境要求，减少了土建工程量。虽然具有上述技术优势，但灯泡贯流机组的缺点是发电机组安装在水下密封灯泡内，给电机通风冷却、密封、轴承布置和运行维护带来困难，在一定程度上增加了故障维护的难度和工作量。

2.灯泡贯流机组故障案例分析及其处理

2.1案例问题及原因分析

案例一:2015年5月17日，广西柳州某灯泡贯流水电厂2号机组正常停机时，导水叶接力器反馈显示全关，8号导叶切断销信号显示断开，机组1#高顶继续投入，监控显示机组速度仍为15%，维修人员紧急落尾水维修闸门，操作人员手动投入刹车。机组停止后，维修人员对导水机构进行了全面检查，发现8号刚性连杆M42调整螺栓头断裂，相邻7号、9号弹簧连杆无动作，初步判断8号导水叶片堵塞导致刚性连杆调整螺栓头断裂。经分析，将2T手拉葫芦挂在8号导水叶拐臂上，向关闭方向拉紧，不能拉动；加入2T手拉葫芦保护后，将8号导水叶拐臂向开口方向拉动。当听到酒吧的声音时，导水叶可以向开口方向拉动。稍微松开向开口方向拉的葫芦，拧紧向关口方向拉的葫芦，发现8号导水叶可以向关口方向关闭。将8号导水叶拉到全关位置后，根据原安装时刚性连杆的长度安装备用刚性连杆。由于洪水即将到来，机组需要启动，避免弃水，未能进入流道进一步检查。洪水过后，2号机组按停机流程行走，机组未能停机，停机过程超时退出，下尾水维修闸门停机。申请工作票后，打开流道门进入流道进行检查，发现导水机构7-8-8、8-9、9-10三个立面间隙开度超过100毫米，外部刚性连杆和弹簧连杆无异常。经进一步检查，发现8、9导水叶轴头扭转15°原来全关时的连杆长度已不能使8号、9号导叶全关。

案例二:2018年3月12日，青海某灯泡贯流水电厂运行人员发现，3号机组漏油箱油泵和压力油泵启动频繁，压力油泵有异响，故障信号报软。检查3号机组调速器操作系统和机组润滑油系统，未发现两个系统油量增减，各自动化部件正常工作，无漏油。检查3号机组漏油箱油泵和压力油泵的启动规律，发现3号机组在热备停机状态下，漏油箱油泵和压力油泵的启动次数与其他两个机组没有太大区别。只有当机组运行时，油泵的启动次数才会显著增加。因此，判断为旋转部件内部串联油，增加漏油量，重点关注受油器的运行情况，检查受油器的振动值和温度。发现3号机组受油器的振动值和温度与其他两个机组没有太大区别，但3号机组受油器泄漏排油管的温度升高，初步判断为受油器A、B、C浮动瓦密封效果差，叶片开关腔内漏油增多，导致叶片调速器频繁运行。

案例三:2016年5月20日，江西吉安某灯泡贯流水电厂7号机组水轮机主轴密封严重抛水。维修人员对7号机组主轴密封进行临时维修，找出主轴密封大量抛水的原因。检查后发现第三层填充盘根磨损严重，比正常长度短40cm(正常长度:5055mm)。沿旋转方向，盘根纤维接头散开成倒转状态；第四层填充盘根挤压严重，轴向盘根从19.05mm挤压到12.00mm左右。主轴密封盘根压环外侧Φ4.密封条偏压严重，部分密封条已压扁。平面密封板与背面支撑板平齐，平面环未按设计要求粘贴，水压不能很好地粘贴在主轴抗磨环上。根据检查情况判断主轴平面密封未按设计安装，导致主轴密封润滑水无法压紧橡胶密封止水，流道反水进入主轴密封；填充盘根密封未按主轴旋转方向布置盘根接口；密封盘根压环外侧Φ4.密封条偏压严重，导致压环外侧无法止水，直接渗漏到管型座内导环内。

2.2检修措施

根据上述维修项目和原则，本案中出现的问题及原因分析，认为：

案例一:一般的处理方法只能是更换新的导水叶，但是更换新的导水叶有两个问题:一是电厂没有备品，购买加工新的导水叶需要很短的时间；二是更换新的导水叶需要吊出导水机构，而吊出导水机构的工作量相当于拆除和吊出所有机组，比机组A级维修的工作量还要大。机组刚投产两年多。这种处理方式对电厂来说是一个巨大的损失。第三，年度洪水的到来，无论是为了安全防洪还是为了电厂的发电效益，都需要尽快打开2号机组。经与厂家咨询和现场探伤结果，决定拔出8号、9号四方形传动锥键，先将8号、9号导水叶顶放入流道内的全关位置，然后根据设计要求将连杆长度调整到拐臂和调速环，最后在8号、9号导水叶轴头与拐臂之间的轴向钻两个Φ36mm的孔（180°对称分布)，铰孔打入后，打入铰孔Φ36*120圆柱销，作为传动的替代方形锥键。经过上述处理，机组消除了导叶轴头扭转的故障，保证了机组的安全运行，节省了电厂的维护成本，创造了发电效益。

案例二：受油器维修时，测量受油器浮动瓦最大间隙为0.25mm，均超过设计间隙，受油器三个浮动瓦接触面磨损，浮动瓦密封圈完好无损，判断不是受油器浮动瓦密封圈损坏造成漏油增大，可能是发电机短轴摆度过大或其他原因造成漏油增大；盘车检查后，发电机短轴呈椭圆形，直径最大偏差为0.15mm，盘车测量短轴最大摆度值为0.35mm（技术规范要求短轴摆度在0.1mm以内），更换发电机短轴，重新调整短轴摆度（调整后摆度值最大为0.07mm），更换密封圈后重新安装，机组受油器运行正常，调速器叶片运行正常。