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
受油器铜瓦磨损原因分析及处理引言受油器常见的故障之一是铜瓦磨损。
磨损会导致设备性能下降，甚至设备损坏。
因此，及时分析磨损原因并采取有效的处理措施至关重要。
本文将对受油器铜瓦磨损的原因进行分析，并提供一些处理建议。
磨损原因分析1. 润滑不良受油器的正常运行需要充分的润滑。
不良的润滑会导致铜瓦与轴承摩擦增加，从而加速磨损。
常见的润滑不良原因包括：润滑油质量不合格、润滑油脏污、润滑系统故障等。
2. 装配不当受油器铜瓦在装配时需要保证与轴承的间隙合适。
如果装配不当，铜瓦与轴承之间将产生过大的摩擦力，导致铜瓦磨损加剧。
3. 工艺不合理受油器的工艺参数对铜瓦的磨损也有一定影响。
例如，工艺温度过高或过低、挤压力过大或过小都会导致铜瓦磨损加剧。
4. 环境因素环境因素也可能对铜瓦的磨损产生影响。
例如，灰尘、腐蚀性气体等可能污染润滑油，导致铜瓦磨损加剧。
处理建议1. 优化润滑系统要避免润滑不良导致的铜瓦磨损，可以采取以下措施：•定期更换润滑油，并确保润滑油的质量符合要求。
•清洗润滑系统，确保润滑油的污染物含量最小化。
•检查润滑系统的工作状态，修复任何故障。
2. 正确装配铜瓦正确的铜瓦装配可以减少与轴承之间的摩擦，从而降低磨损。
以下是一些建议：•采用适当的装配工具和技术。
•确保铜瓦与轴承之间的间隙合适。
•检查铜瓦的表面，确保没有划痕或其他缺陷。
3. 优化工艺参数调整受油器的工艺参数可以降低铜瓦的磨损。
具体建议如下：•确定适当的工艺温度和挤压力。
•监测工艺参数，及时调整。
4. 提供良好的工作环境创造良好的工作环境可以减少环境因素对铜瓦磨损的影响。
以下是一些方法：•定期清洁工作区域，防止灰尘积聚。
•如有必要，加装防护设备，以防止腐蚀性气体侵入。
结论受油器铜瓦的磨损对设备性能和使用寿命有重要影响。
通过分析磨损原因并采取相应的处理措施，可以延长受油器的使用寿命，提高设备性能。
在进行实际操作时，应谨慎、严谨，并遵循厂商提供的相关指导。
探究煤矿机电设备降低零件磨损的途径与润滑措施
探究煤矿机电设备降低零件磨损的途径与润滑措施煤矿机电设备的运行是煤矿生产中不可或缺的一部分，但是随着设备使用时间的增长，零部件的磨损问题逐渐凸显。
磨损严重不仅会引起设备的故障停机，增加维修成本，还会影响生产效率，甚至存在安全隐患。
探究煤矿机电设备降低零件磨损的途径和润滑措施显得尤为重要。
一、煤矿机电设备零件磨损的主要原因1.摩擦磨损摩擦磨损是常见的零件磨损原因，主要是由于零件长期摩擦产生的热量导致表面材料磨损。
煤矿机电设备由于长期在高负荷、高速运转的情况下工作，摩擦磨损问题更为突出。
2.疲劳磨损疲劳磨损是指零件长期在交变载荷下发生的磨损。
在煤矿设备中，由于长时间的振动和冲击载荷作用，零部件会出现疲劳裂纹，导致零件磨损。
3.腐蚀磨损煤矿机电设备长期处于潮湿、腐蚀的环境中，零部件容易受到腐蚀磨损。
特别是在高温、高湿、高腐蚀性的煤矿生产环境中，腐蚀磨损更为严重。
二、降低煤矿机电设备零部件磨损的途径1. 优化设计通过优化零部件的设计，提高零部件的耐磨性和抗腐蚀性。
采用高强度、高耐磨的材料制造零部件，增加材料的表面硬度，采用耐腐蚀材料等。
2. 加强润滑润滑是降低零部件磨损的关键措施。
在煤矿机电设备中，要合理选择润滑材料和方法，保持零部件表面的润滑状态，减少摩擦磨损和腐蚀磨损。
要定期对润滑系统进行检查、清洗和更换润滑油。
3. 加强维护管理加强设备的维护管理，定期对设备进行检查、保养和维修。
及时发现并处理零部件的磨损问题，延长设备的使用寿命，提高设备的可靠性和稳定性。
4. 控制工作环境监控和控制煤矿机电设备的工作环境，尽量减少设备受到的振动、冲击和腐蚀等环境因素的影响，降低零部件磨损。
5. 提高技术水平加强对设备操作人员和维修人员的培训，提高其维修和保养设备的技术水平，减少人为因素对设备磨损的影响。
三、煤矿机电设备润滑措施1. 根据设备工作条件选择适当的润滑材料煤矿机电设备润滑材料的选择应根据设备的工作条件，选择适当的润滑脂、润滑油等润滑材料。
大化水电厂受油器浮动瓦烧瓦原因分析及处理
限公 司完成 ， 型号为 Ｓ ｌ４—７ ／２３ ， Ｆ１ ８ １８０ 增容 改造 后
总 容 量 为 ４×１ ４ＭＷ 。 １
受 油器 是该 水 轮机 的重 要 部件 ， 主要 作用 是 其 将调速 系统 的压 力 油 自固定油 管引人 到转动着 的操
作 油管内 ， 并将 其传 送 至桨 叶 接力 器 ， 时 、 及 有效 地 调整桨叶 开度 ， 而使 机组 始 终处 在 协联 工 况下 运 从 行 。受油器结构简图如图 １ 示 ， 所 浮动 瓦的作 用主要 是根据操 作油管 （ 以下称小 轴 ） 运行 中的摆 度变 化 在
封好 ， 在机 组稳定 运行 工况下 ， 瓦处长 时间无 油润 铜
中期 ， 大化水 电厂 ３ 号机组受 油器甩油量逐渐增大 ， 压油 泵启 动逐 渐 频 繁 ， 动 时 间 也加 长 ，０８年 春 启 ２０ 检修分解检查发现 ， 各铜瓦磨损都比较严重， 特别是 大铜瓦 ， 发生较严重的烧瓦现象 ， 操作油管对应工作 段也 磨损严 重 。
转速为 ７ ． ／ ｎ １ ９ ６ ９ ｒｍｉ。 ９ ８年 底 至 ２ ０ ０ ２年 ４月 ， 大 化水 电厂 ４台机 组 先后 进行 了增 容改 造 ， 更换 了水
轮机转 轮 ， 由阿根廷银 萨工程设 备有 限公司生产 ， 型
号 为 Ｋ ３ ／ —４ ， 电机 改造 由富春 江富士 电机 有 ５ ９５ ６ 发
一时对转动中小 轴 的开 Nhomakorabea 关腔压 力 油进行 隔离 密封 ， 防
止两腔高压油互 窜。因此 ， 浮动 瓦工作正 常 与否 ， 将 直接影响到调速 系统 的稳定性 和机组运行的安全性 。
２ 浮动瓦磨损 、 烧瓦 的特点及危害
从大化水电厂及国内类似机组发生的水轮机受油 器铜瓦磨损 、 瓦统计来看 ， 烧 各级浮动瓦有如下特点 ： （）从 浮动 瓦磨 损及 烧 瓦 的次数 来 看 ， 浮动 １ 下
机组枢轴—铜瓦摩擦副磨损特性及维修方案探讨
２ 枢 轴一 铜 瓦 摩 擦 副 失 效 分 析
因枢 轴 一 铜 瓦 摩 擦 副 运 行 于 重 载 低 速 的 工 况
坝 水 力 发 电 厂 检 修 分 厂 总 工 程 师 ； 万 振 （９５ 一 ） 男 ， 宁 盖 县 高 １４ ， 辽 人 ， 究 员 ， 导 ， 汉材料 保护研究所 总工程师 ， 研 博 武 主要 从 事 摩 擦 学 研
轴 的摩 擦 面 上有 擦 伤 、 着 转 移 、 槽 和小 孔 穴 ， 粘 沟 在 铜 瓦 的摩 擦 面上 有 擦伤 、 沟槽 和 小孔 穴 ； 沟槽 和小 孔 穴 的最 大 损 伤深 度 超过 Ｉ ， 断 恶 化 的 擦 伤 和粘 一 不 着 导致 摩 擦力 急 剧 增 大 ， 至 于将 拧 紧 在 轴 瓦 与 轴 甚 承 座结 合 面处 的 四枚 Ｍ１ ６螺钉 都 剪 断 了 枢 轴 、 瓦 摩擦 面的磨 损 形 貌 照片 见 图 １ 。 铜 ～３
葛 洲 坝 水 力发 电厂 ｌ ８号 １５ Ｍ Ｚ ５ ０一Ｌ ２ Ｗ Ｚ ０ Ｈ一
１２ ０ ０轴 流 转 桨 式 水 轮 发 电 机 组 枢 轴一 铜 瓦 摩 擦 副 枢 轴 直径 １４ｎ，０ ｉ ． ｌ２ ＳＭｎ铸钢 ， 加 工 Ｒ ≤０ ６ ａ ； 精 ａ ．３／ ｎ
下 ， 处 于边 界 润 滑 状 态 。其 表 面 损 伤 形 式 为 在 枢 故
４０３ ） ３００
瓦摩擦副进行 了失效分 析 ， 宏观磨 损形貌推 断 ， 从 枢轴一铜 瓦摩擦 副中存在着 粘着磨 损 、 磨料磨 损 和疲 劳磨损 三种 磨 损类型 ； 在滑 动摩 擦过程 中 ， 同时还产 生和传递 着静载荷 伴有脉 动的附加载 荷的 交变负 荷 ， 它的 损伤 属于 机械滑
“ 载 摩 擦 副 系统 （ ｃｖ ｙｔ ” 荷 ａｔ ｅｓｓ ｍ） 的机 械 系统 ， 在 该 ｉ ｅ “ 系 统 中进 行 着任 一 形 式 的摩 擦 过 程 ， 时 还 产 生 和 同 传 递 着 交变 负荷 ” …。 它 的损 伤 属 于 机 械 于 机 械 疲 劳 ｍ ｃ ａｏ ｌ ｉ ｆ ｉ ｅ ０ ， 由 ｉ ｇ ａｇ Ｊ
大化电厂机组受油器改造的研究及应用
瓦与操作油管的配合间隙在０４ －０４ ｌ 之间） ．２－ ．６ｉｎ Ｔ ｒ 。 ２０ 年 ２ 月 ， ０２ ～４ 针对 １号机组受油器铜 瓦结 构改进太复杂 ， 加工困难等因素 ， 再次分析铜瓦内径 的润滑条件 ， 决定对铜瓦内径结构进行简化 ， 简化后 的受油器铜瓦结构见 图 ５ 。该方案首先根据 ２号 、 ３ 号机组受油器铜瓦与操作 油管 的配合 间隙测量情 况， 推广使用 ； 号机组也因下 瓦与操作油管 的配合 １
作者简介： 进成（９ ６ ， 广西横县人 ， 谢 １５ 一）男， 高级技 师， 大化电厂总工室副主 任， 事水电厂技 术管理 工作 ， —ｍ ｉｘ ２６（ｄｄ， ｌ 从 Ｅ ａ ：ｊ ２５ ｈｃｃ ； ｌ ｃ ￣ ｒ 吴 ７ ８ 武（９ １ ， ， １７ 一）男 广西平南人 ， 工程师 ， 学士， 从事水电厂动 力技术管理工作 ， ｍ ｉ、】 Ｅ— ａ：八Ⅷ＠ｄ＿ ， 。 ｌ＾、 ｂｃｃ ｄ ｎ
１ 概述
大化 电厂原装机容量 ４ ０万 ｋ ， ×ｌ Ｗ 第一 台机 组 １８ 年 ｌ 月投产 ， ９３ ２ 最后一 台 １ ８ 年 ６月发 电。 ９６ １９ ９８年 １ 月至 ２０ 年 ４ ， ０ ０２ 月 先后 完成 了 ２号机 、 ３ 号机、 号机 、 号机 的增容改造任 务。机组增容改 １ ４ 造后 ， 装机容量为 ４ １４ ｋ ×１ ． 万 Ｗ。 大化机组 自１８ 年投产以来 ， ９３ 由于受油器存在 铜瓦寿命短（ 一般均在 １ 年左右 ， 最长 的也只有 ２ ～ ３ 年便磨损严重而必需更换） 曾多次发生 因铜瓦磨 ，
倒角车削） 端头进行倒角车削， 以改善装配条件 。 由于铜瓦密封支持端盖和受
（． １广西大化水力发电厂， 广西 大化 ５００ ；． ３８０２广西桂冠电力股份有限公司， 广西 南宁 ５０２ ） ３０３
撒鱼沱水电站受油器铜瓦磨损分析
撒鱼沱水电站受油器铜瓦磨损分析作者：黄昆来源：《中国科技博览》2013年第23期摘要：通过撒鱼沱水电站受油器铜瓦磨损的现状，分析产生此现状的原因，以及处理方法，供其他轴流转桨式机组参考和借鉴。
关键词：受油器浮动瓦磨损中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）23-337-01一、工程概述撒鱼沱电站共有3台20MW水轮发电机组，水轮机为轴流转桨式，型号为ZZA834-LH-410，发电机为悬吊式，型号：SF20-40/6400，自2008年10月至2008年12月3台机组相继投产发电，每台机组的首次小修都是在发电机组投运一年后引进的。
小修分解拆开受油器时发现受油器铜瓦面磨损严重，特别是下端浮动瓦和下端的固定瓦，均有不同程度的圆周磨损痕迹，浮动瓦最深磨损痕迹深度达0.5mm，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少量刮伤伤痕，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，磨光铜瓦，并对配合间隙进行合理的分配后装复。
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少量喷油，造成油泵频繁启动，并有溜负荷现象。
经对其它台次的机组小修同样发现，下端浮动瓦和下端固定瓦均有磨损现象。
二、现状调查从受油器的结构示意图（图1）可以看出，外操作油管的上、中、下固定铜瓦是固定在外操作油管上的，并于内操作油管间的总配合间隙为0.10mm～0.16mm，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本体上，其径向移动量（单边）为1.5mm，与外操作油管的配合总间隙为0.10mm～0.15mm，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。
图11—内油管进出 2—外油管进出 3—内操作油管 4---外操作油管 5—固定瓦 6—浮动瓦撒鱼沱电站受油器的内、外操作油管与上机架进行同心度盘车，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。
孙家滩水电站2号机组受油器甩油故障的处理
息等高层专门人才 ， 以公开 向社会招聘 。要加大职 可 工继续教育和培训力度 ， 使职工都能获得学习培训的
机会 ， 入开 展职 工 素质 工 程 ， 构 学 习 型企 业 ， 造 深 建 打
智能 型员 工 。 ３４ 百年大 计质量 第 一 ．
社会职能。同时， 要加快企业股份制改造 ， 实现投资主
２ 检查分析
受油器上操作油管有上下 ２ 块整体式浮动瓦 ，见 （ 图 １中的① 、 ） 其 材料 为 ：Ｃ Ｓ５ ｂ Ｚ ５ ② ， Ｚ ｕｎ Ｐ ５ ｎ 。另 有① 浮 动瓦 （ １５ Ｔ ｆ） 见 图 １中的③ 。将 受 油器 整 体拆 开 ￣６ Ｈ ／６ ， 检查 ， 出将 上操作 油 管 、 油管 及 浮 动 瓦 ， 现挡 油 取 挡 发
收稿 日期 －０６ １ ７ ２０ —１ —０ 作者简介 ： 张 松 ， ， 程师。 男 工
４６
维普资讯
王
欣： 依靠科技进步提升创新能力
２０ ７月 ０７年
３ １ 加快 企 业体制 改革 与创 新 ．
当 ， 得下 ， 安 留得住 。企 业 急需 的科 技 、 金融 、 律 、 法 信
中图分 类号 ：Ｍ １ Ｔ ３２
文 献标 志码 ： Ｂ
Ｔｒ ａ ｍ ｅ ｔｔ ｉ ｔ ｒ ｗｎ－ ｕ ａ ｌ ｆｏ －ｕ ｐ ｙ ｈｅ ｄ ｏ ｅ ｔ ｎ ｏ ｏｌ ｈ ｏ ｏ ｔｆ ｕ ｔ ｏ ｉ ・ ｐ ｌ ａ ｆ ｌｓ
ｈ ｄｏｕ ｂｎ －ｅ ｅａ ｒｍａ Ｏ． ｆＳ ｉｔｎＨｙ ｒｐ ｗ ｒＳａｉｎ ｙ ｒ ｔｒ ｉｅｇ ｎ ｒｔ ｔＮ ２ｏ ｍ０ａａ ｄ ｏ ｏ ｅ ｔｔ ｏ ｏ
Ｚ ＨＡＮＧ ｏ ｇ Ｓ ｎ ，ＷＡＮＧ ａｓ ｅ ｇ Ｈｕ ｉｈ ｎ ，ＷＡ ｕ ｈ ｎ Ｎ Ｙｏ ｃ ｕ
(完整版)腐蚀磨损原因分析及解决办法
磨损腐蚀原因分析及解决办法腐蚀磨损是指摩擦副对偶表面在相对滑动过程中,表面材料与周围介质发生化学或电化学反应，并伴随机械作用而引起的材料损失现象。
腐蚀磨损通常是一种轻微磨损，但在一定条件下也可能转变为严重磨损。
常见的腐蚀磨损有氧化磨损和特殊介质腐蚀磨损。
1．氧化磨损除金、铂等少数金属外，大多数金属表面都被氧化膜覆盖着，纯净金属瞬间即与空气中的氧起反应而生成单分子层的氧化膜，且膜的厚度逐渐增长,增长的速度随时间以指数规律减小，当形成的氧化膜被磨掉以后，又很快形成新的氧化膜，可见氧化磨损是由氧化和机械磨损两个作用相继进行的过程。
同时应指出的是，一般情况下氧化膜能使金属表面免于粘着，氧化磨损一般要比粘着磨损缓慢，因而可以说氧化磨损能起到保护摩擦副的作用。
2。
特殊介质腐蚀磨损在摩擦副与酸、碱、盐等特殊介质发生化学腐蚀的情况下而产生的磨损，称为殊殊介质腐蚀磨损。
其磨损机理与氧化磨损相似,但磨损率较大，磨损痕迹较深。
金属表面也可能与某些特殊介质起作用而生成耐磨性较好的保护膜。
金属件表面在液体、气体或润滑剂中发生化学或电化学反应，形成较易被磨损或剥离的腐蚀产物，在摩擦过程中腐蚀产物被剥离，暴露出的新的金属面又进入新的化学反应,如此交替出现腐蚀和磨损而使材料损失.腐蚀磨损的破坏作用大大超过单纯的腐蚀或磨损.一般金属洁净表面与空气接触后生成氧化膜,多数金属表面氧化膜的厚度为0.01微米。
当磨损速度低于氧化膜厚度的增长速度时，氧化和磨损尚不相互促进,膜层可起保护作用.当磨损速度超过氧化速度，腐蚀磨损便变得剧烈.但氧化膜又不宜过厚，否则易于脆性断裂，形成硬的氧化物磨粒,使磨损加速.腐蚀磨损与环境、温度、滑动速度、载荷和润滑条件有关，相互关系极为复杂。
如内燃机轴承在湿空气中容易生锈，在润滑剂中工作也常会出现腐蚀磨损。
在特殊介质中工作的选矿机械和化工机械等的零件更常出现严重的腐蚀磨损.防止腐蚀磨损应从选材（如用不锈钢和耐蚀合金等）、表面保护处理等方面入手。
发电机铜头磨损修理
发电机铜头磨损修理一、背景介绍发电机是现代工业生产中不可或缺的重要设备，它能将机械能转化为电能，为人们的生产和生活提供了不可或缺的动力支持。
而发电机中的铜头则是发电机中最重要的一个部件，它承担着导电、传热和承受电流等多种功能。
然而，由于长期使用和磨损等原因，铜头会出现各种问题，如磨损、氧化、腐蚀等，这些问题会导致发电机效率下降、寿命缩短等严重后果。
二、铜头磨损的原因1.摩擦磨损：发电机运转时会产生大量的摩擦力，这些摩擦力会使铜头表面逐渐被磨损。
2.氧化腐蚀：在高温高湿环境下，铜头容易被氧化和腐蚀。
3.负荷过大：如果负荷过大，则会使铜头表面温度升高，在高温下运行时间长了之后也容易出现磨损。
三、铜头磨损修理方法1. 研磨法：这种方法是最常用的修复方法，它通过对铜头表面进行研磨来去除表面的磨损层，然后再进行抛光处理，使其恢复原有的光洁度和导电性能。
2. 焊接法：如果铜头磨损比较严重，就需要采用焊接方法进行修复。
这种方法需要使用特殊的焊接材料来填补铜头表面的缺陷，并将其加工成与原有形状相同的新铜头。
3. 涂覆法：涂覆法是一种新型的修复方法，它通过将高分子材料涂覆在铜头表面来增强其耐磨性和耐腐蚀性。
四、如何防止铜头磨损1. 定期检查：定期检查发电机中的铜头是否存在问题，并及时进行维护和修理。
2. 保持清洁：保持发电机内部清洁卫生，避免灰尘等杂物进入到发电机中，对铜头造成影响。
3. 控制负荷：控制负荷大小，避免过大负荷对铜头造成过度压力。
五、总结发电机中的铜头是发电机中最重要的部件之一，它承担着导电、传热和承受电流等多种功能。
然而，由于长期使用和磨损等原因，铜头会出现各种问题，如磨损、氧化、腐蚀等。
为了保证发电机的正常运转和延长其寿命，我们应该定期检查铜头是否存在问题，并及时进行维护和修理。
同时，在日常使用中也要注意保持清洁卫生、控制负荷大小等措施，以减少铜头磨损的可能性。
水轮机受油器铜瓦磨损原因分析及改进建议
水轮机受油器铜瓦磨损原因分析及改进建议
陈天宇
【期刊名称】《福建电力与电工》
【年(卷),期】1997(017)001
【摘要】介绍了沙溪口水电厂６台次受油器铜瓦磨损情况，分析了其磨损原因，提出了把浮动瓦改为固定瓦的建议。
【总页数】2页(P59-60)
【作者】陈天宇
【作者单位】沙溪口水电厂
【正文语种】中文
【中图分类】TK730.45
【相关文献】
1.班多电站水轮机受油器甩油原因分析及处理 [J], 韩毅
2.受油器铜瓦磨损分析及处理 [J], 田文锋
3.受油器铜瓦磨损分析及处理 [J], 田文锋;
4.水电站受油器轴瓦磨损原因分析及处理 [J], 黄水亮;邱忠勤
5.洪江水电厂受油器轴瓦磨损原因分析及处理 [J], 杨长乐;彭谅
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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0.16mm，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方向0.03mm、－X方向0.25mm、＋Y方向0.16mm、－Y方向0.14mm），操作油管靠向＋X方向，如果就此装复上端轴段处的操作油管，势必造成此段轴的上端不同心度增大。
为此我们采取将此段操作油管装复，再将发电机转子上端轴装复，测量发电机转子上端轴之上端法兰与操作油管的周边间隙。
（实测结果＋X方向1.8mm、－X方向3.2mm、＋Y 方向2.5mm、－Y方向2.5mm）
1、受油器段操作油管
2、上端轴段操作油管
3、发电机轴段操作油管
4、水轮机轴段操作油管
5、桨叶活塞段操作油管
6、受油器上下固定瓦
7、受油器浮动瓦
图二
根据因果分析和测试结果，须对发电机上端轴段处操作油管进行处理。
首先分解拆除发电机上端轴，再根据发电机转子上端轴之上端法兰与
操作油管的周边间隙测量结果和已知的操作油管法兰直径500mm，长度2500mm。
分解拆除发电机上端轴段处操作油管，按以上测量数据，对操作油管法兰间的紫铜垫片－X方向处梯形比例等分进行精修刮0.14mm，重新装复操作油管和发电机上端轴。
重复上述的测量，检查调整后的偏心及倾斜，直至偏心达到要求，方可进行上机架和受油器段操作油管的安装，及机组整体轴线盘车调整。
对受油器整体盘车中，从发电机上端轴处操作油管倾斜后强迫修正修刮受油器段操作油管法兰紫铜垫，使之法兰面产生倾斜，只需按照盘车的净摆度值及公式：
h=DK/L（h-倾斜高度、D-法兰直径、K-净摆度1/2、L-百分表至操作油管法兰面距离）
按图二（b）操作油管处理方法，进行受油器的紫铜垫修刮后，受油器段操作油管完全能够达到摆度要求，消除了造成受油器铜瓦磨损的隐患。
见表（二）
表二（b）＃3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+0.040.00-0.07-0.09
外操作油管-0.05+0.07+0.10+0.12
外操作油管底端-0.07+0.03+0.08+0.11
5实施效果
综上所述，机组经过小修及四年后的大修检查，并未有严重的受油器
铜瓦磨损现象，浆叶可投入自动运行，调速器压油泵也无频繁启动和溜负荷现象，根据因果分析和测试结果，将发电机上端轴段操作油管法兰间垫片修刮校正，测量操作油管与上端轴的同心度是否同心，再装复受油器操作油管，进行机组整体轴线盘车调整，使受油器段操作油管摆度值符合规定要求，经多台机组实践证明，用此方法进行轴线调整，受油器径向铜瓦磨损量小,油泵启动正常，无溜负荷现象。
确保了机组安全、可靠运行。