船舶液压系统故障分析

第一篇：船舶液压系统故障分析

直流系统典型故障分析与对策

设备工程部 张建全

【摘要】本文介绍了直流系统的常见配置、绝缘监察装置的原理和数学模型，针对发电厂直流系统的接地、交流窜入直流、寄生回路等典型故障，分析了不同故障产生的原因及分析方法，总结了应对直流系统典型故障的对策，以期为设计、检修及维护人员的直流改造、设备验收、故障消除等工作提供一定的参考。

【关键词】直流系统 直流接地 交流串入直流 寄生回路

1 引言

直流系统作为电力系统的重要组成部分，为一些重要负荷、继电保护及自动装置、交流不停电电源(UPS)、远动通讯装置、控制及信号回路提供稳定可靠地工作电源。发电厂直流系统所接设备多、回路复杂，常因回路设计不完善、误接线、元件生产工艺落后以及在长期运行中环境的改变、气候的变化引起的电缆及接头老化等问题，不可避免的会出现直流接地、交流串入直流、不同直流系统间形成寄生回路等故障，这些故障不仅会造成直流电源的短路、引起熔断器熔断或电源开关断开，使电力设备失去控制电源;甚至会引起信号装置、继电保护及自动装置、断路器的误动或拒动，引发电力系统故障乃至事故，从而对发电厂、电网的安全稳定运行构成威胁。因此关于直流系统的可靠性与安全性以及如何迅速有效的解决故障等问题，得到了研究、设计、检修及维护人员的广泛关注。 2 直流系统的配置、绝缘监察原理和数学模型 2.1 直流系统的常见配置

直流系统的常见配置如图1所示。直流系统由两个子系统构成，每个子系统都有独立的充电机、蓄电池组和绝缘监察装置。两个直流子系统通过直流分电屏分别提供两组直流母线KM1(控制母线电源1)、BM1(保护母线电源1)和KM2(控制母线电源2)、BM2(保护母线电源2)。将保护装置的直流电源与操作控制的直流电源分开，以保证双重化配置的两套保护的直流电源、两个控制回路的控制电源相互独立[1]。

图1 直流系统的配置

2.2 绝缘监察装置的原理和数学模型

直流绝缘监察装置的原理如图2所示，虚线内为主机内部分，主机检测正、负母线对地电压，通过对地电压计算出正负母线对地绝缘电阻 ，当绝缘电阻低于设定值时，装置报警。

图2 直流绝缘监察装置原理

其中，R+为直流正母线对地电阻值，R-为直流负母线对地电阻值，V1为直流正母线对地电压值，V2为直流负母线对地电压值，R

1、R2为装置内设定电阻，R1=R2，数学模型如下：

当K1闭合，K2打开，测得一组V1,V2实际数值，得出方程(1)

V1/V2=(R1//R+)/R- (1)

当K1断开，K2闭合，测得一组V1’,V2’实际数值，得出方程(2)

V1’/V2’=R+/(R2//R-) (2) 联立方程(1)、(2)即可求得正、负母线的对地电阻值R+、R-，当计算值R+、R-低于设定值时，装置报出正、负接地告警信号。 3 直流系统典型故障及分析 3.1 直流系统接地

直流系统接地故障因其发生率高、危害性大而成为发电厂电气维护工作中的一个顽疾。在丰润热电公司两台机组运行5年发现的电气二次缺陷中，直流系统接地故障占有很大的比例。仅2011年涉及直流接地故障就有5次之多。

当直流系统发生一点金属性接地时，因其不能形成回路，不会产生短路电流，故不会影响设备继续运行，但是必须及时消除。否则，再发生另一点金属性接地，就有可能构成接地短路，造成继电保护、信号、自动装置误动或拒动;造成直流保险熔断，使继电保护及自动装置、控制回路失去电源，从而引发电力系统严重故障乃至事故[2]。

3.1.1直流正极两点接地导致误动

直流正极两点接地有使继电保护及自动装置、断路器线圈误动的可能，如图3所示，若A、B两点接地，则KA

1、KA2的接点被短接，KM将误动跳闸。若A、C两点接地，则KM接点被短接从而引起相关开关误跳闸。同理，正极两点接地还可能造成误合闸，误报信号。

图3 直流系统接地情况图

3.1.2直流负极两点接地导致拒动

直流负极两点接地有使继电保护及自动装置、断路器线圈拒动的可能，如图3所示，若B、E两点地，则KM线圈被短接，保护动作时KM线圈不动作，开关不会跳闸。若D、E两点接地，则LT线圈被短接，保护动作及操作时开关拒跳。同理，负极两点接地开关也可能合不上闸，信号不能报出。 3.1.3正负极两点接地引起熔丝熔断

当直流正负极两端两点接地时，如图3所示，当A、E两点接地时，将引起熔丝熔断。当B、E和C、E两点接地,保护又动作时，不但断路器拒跳，而且熔丝会熔断、可能烧坏继电器的触点[3]。 3.2 交流串入及耦合电容对直流系统的影响

在电厂、变电站现场除了直流回路外，还存在着大量而广泛的交流回路，例如照明及墙壁电源、低压电动机交流控制、电压互感器以及电流互感器二次回路等。由于他们的一端是连接大地的，这些回路与直流回路串电时，不仅导致直流系统接地[4]，甚至引起保护及自动装置的误动作。

2010年6月丰润热电公司1号机机炉PC A段进线等三个进线开关跳闸，跳闸前DCS系统检测到直流负母线发生过接地故障。经检查发现某端子箱内交、直流相邻端子有短接烧黑痕迹，确定因此发生了220V交流电串入直流负端。直流负端串入交流电压后，DIC对DI的电位某些时刻超过动作电压值，同时因为DI端存在的耦合电容导致DI端的电位不能发生突变(电容特性)，导致DI的两端存在大于动作值的电位差，测控装置检测到DI动作，开关发生跳闸。

图4 模拟实验原理图

我们对相关测控装置进行了交流串入直流的模拟实验，原理如图4所示，K

1、K

2、R

1、R2为绝缘检查装置内部元件，监察原理如2.2所述，在控制回路负端加入交流220V电压，当耦合电容达到0.4μF时，光耦发生了偏转。

从而可以得出结论：因控制线路教长而存在耦合电容，当耦合电容达到一定量时，若发生直流负极接地或负极串入交流电源信号时将导致光耦电路产生电平变位。同理若直流正极或外部分闸接点下口线路发生交流串入，风险等同。 3.2 寄生回路造成接地假象

2013年8月，丰润热电公司I、II段两独立直流系统的绝缘监察装置同时报警，I段母线发负接地信号,I号绝缘监察装置显示正母线对地电压为230V，负母线对地电压0V;II段母线发正接地信号,II号绝缘监察装置显示正母线对地电压为0V，负母线对地电压-230V。同时启备变B套保护装置告警。经查在B套保护装置的操作箱内“显示与复归”板件端子焊点处有短路烧黑痕迹。其板件原理图如图5所示，板件元件布置情况如图6所示。

图5 显示与复归原理图

图6 板件实际布置图

因板件焊点9J1ac4和焊点9J1ac5在板件上的距离接近，制造工艺不良，再加上环境变化及积尘的影响导致了两个焊点间的短路。从而形成寄生回路将II段直流正电与I段直流负电短接。两段直流短接后形成了一个端电压为460V的电池组，中点对地电压为零，又因为每组直流系统的绝缘监察装置均有一个接地点(原理见2.2)，短路后直流系统中存在两个接地点。所以II段直流系统的绝缘监察装置判断为正极接地，I段直流系统的绝缘监察装置判断为负极接地。 4 直流系统典型故障相应对策

鉴于直流系统的重要性、故障造成的危害性以及现场环境的复杂性，如何将风险降至最低，如何将缺陷消除于萌芽，如何迅速有效的解决故障成为继电保护设计、制造和检修维护人员紧迫问题。为此，本文针对上述直流系统典型故障进行分析并总结相应对策，已期能够为相关人员提供一定的参考。

(1)对于运行环境复杂、环境恶略的场所的直流电缆，在设计、建设施工期间的电缆选型应考虑足够的备用芯，检修维护人员可利用设备停修的机会，对直流回路进行绝缘测试做好记录，并进行劣化分析。对于绝缘水平低，或出现接地芯线时可及时更换。当直流系统发生一点接地故障时，虽不至引起危害，但必须及时消除，以免发生两点接地给系统造成影响。对于直流系统接地故障的查找方法和注意事项可参见相关规程，本文不再赘述。

(2)为避免交流串入直流的影响，应在端子箱或屏柜端子处将交流端子做明显的标识，并与直流端子以明显距离隔开。同时直流回路继电器与交流继电器、接触器、小开关等设备保持相当的距离，以免交流回路的电压切换中产生电弧将交流电压引入直流回路[2]。为避免直流长线路耦合电容的影响，可在控制回路，特别是跳合闸出口回路加装大功率的重动继电器。

(3)对于设备数量多、回路复杂的发电厂直流系统，由于输煤、除灰、废水等辅助系统的工况和环境恶略，建议将这些辅助系统的直流电源与主系统的直流电源分开布置，以提高主系统运行的可靠性。

(4)为防止出现寄生回路并造成影响，除了在直流回路的设计、改造、施工、验收中严格审核把关外，还可以在定期检验过程中以测量两组独立的直流系统之间的绝缘的方法进行检验。对于板件内回路应尽可能采用弱电源设计，且两组不同的直流回路之间应留有足够的绝缘距离，提高制造工艺，以防焊点接近虚接而形成寄生回路。

(5)加强日常巡检及特巡力度、保持电缆沟排水通畅，定期清扫灰、粉尘、检查接线端子发热情况，二次回路退出运行或多余的电缆头应包扎好，工作完毕注意清理现场勿将金属零件遗留屏内，保持好设备的运行环境。

参考文献

[1]甘景福 直流系统间的寄生回路造成的直流接地假象 华北电力技术 2004.2 41-42; [2]谭重伟，梅俊，欧阳德刚 500kV变电站直流系统故障分析与应对措施 湖北电力2006，30(6)，9-11;

[3]毛锦庆，等。电力系统继电保护实用技术问答 中国电力出版社，1999;

[4]余育金 变电站直流系统接地故障分析、查找及处理 广西电业 2007.1(82) 90-91;

第二篇：电力系统继电保护典型故障分析

案例11 施土留下隐患，值班员误碰电缆断面线路跳闸

事故简况：1989年2月16日，绥化电业局220kV绥化一次变电所值班员清扫卫生中，见习值班员齐××在清擦1号主变压器保护屏屏后地面时，拖布碰到该屏后地面上电缆断面，警报铃响，220kV分段兼旁路绿灯闪光，“掉牌未复归”光字牌亮，经检查直流接地信号继电器掉牌，无其他信号，一次设备无异常，汇报调度，按调度令拉开220kV绥海线断路器，合上220kV分段兼旁路断路器正常，随后，合上220kV绥海线断路器正常。

事故原因及暴露问题：按扩建工程二次图纸设计要求，主变压器直接接地零序保护接地后，先跳220kV分段兼旁路断路器，220kV分段兼旁路综合重合闸屏至1号主变压器保护屏控制电缆分段屏侧的正电“1”与手动跳闸起动回路“R33”两芯均已接线带电。1号主变压器保护屏侧电缆芯中的正电“1”与跳闸回路“R33”之间需串入直接接地零序保护2段时间继电器的滑动触点。 因当时1号主变压器在运行中，所以未施工安装，该电缆盘卷在屏后地面上，1号主变压器保护屏电缆断面的“1”与“R33”线芯裸露在外。违反《继电保护和安全自动装置检验保安规程》检验工作中对下列各点应特别注意安全谨慎从事之5“拆下的带电线头，必须包扎稳固，做好记录，恢复时逐项核对”的规定，没有对裸露在外的带电电缆芯“1”与“R33”进行包扎，是发生事故的主要原因。

值班员对回路和施工情况不清楚，致使拖布碰擦电缆断面，造成“1”与“R33”两芯短路，是发生事故的直接原因。

事故暴露出继电人员工作责任心不强，裸露的电未包扎，也未向运行人员交待。

运行单位验收不细，把关不好。

防范措施：

(1)运行单位一定要加强验收把关工作，验收时一定要严、细。

(2)对运行设备的二次电缆，投运要制定详细的施工方案和安全措施。

(3)继电人员在工程完工后，要与运行单位进行认真、详细的交待，特别是遗留下来的未完工程，更应仔细交待，应告诫运行人员要注意的地方。

案例12 触碰跳闸回路，造成母差保护误动

事故简况：1986年7月3日16时16分吉林电业局铁东变电所倒闸操作，恢复220kV母线固定连接。运行人员在拉开220kV母差保护三极隔离开关时，因带有正电源的固定三极隔离开关的螺丝窜出，误碰到220kV母差保护跳闸回路，造成220kV母联断路器跳闸。

事故原因及暴露问题：

(1)该220kV母差保护是1986年5月10～20日检定的，试验人员对盘内线头及螺丝都进行了检查和加紧，但由于对三极隔离开关固定螺丝的管辖分工概念不清，故对三级隔离开关检查不细，三极隔离开关固定螺丝早已窜出的隐患没有及早查出，是发生事故的主要原因。

(2)运行人员在拉三极隔离开关前，没有对三极隔离开关进行检查，早已窜出的带正电的螺丝误碰起动220kV母联断路器跳闸继电器MLJ回路，造成220kV母线差动保护动作，跳开220kV母联断路器，是发生事故的直接原因。

防范措施：

(1)继电人员与运行人员对设备的维护分工要有明确的划分，消灭管辖分工概念不清的死角，防止因设备分工不明造成事故。

(2)应对端子排20cm以内进行全部细致的检查，对经常操作的连接片、隔离开关、重合闸试验按钮应加强检查维护，加强复查，将隔离开关固定螺丝焊死，运行人员操作时，应先检查后操作。案例13 保护装置元件绝缘老化、脏污，造成线路跳闸

事故简况：1990年2月10日，营口电业局盘山一次变电所1号所用变屏弧光短路，引起直流正极接地，致

使220kV阜盘线C相继电器动作，断路器跳闸重合成功。

事故原因及暴露问题：

盘山一次变电所控制室内与1号所用变压器交流屏并排按放的直流屏，在弧光作用下，发生直流系统正极弧光接地，是发生事故的直接原因。

继电人员对所维护的保护装置未能按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻和执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，其中接地综合重合闸屏选相元件C相插件绝缘老化、脏污，未能及时发现和消除，在当时特定的潮湿空气中，使插件座上18端子与地之间绝缘电阻急剧变小，这样使继电器动作跳闸经试验K点绝绝缘电阻在较干燥的天气下，可达2MΩ，而当时只有0.6MΩ;是发生220kV阜盘线C相跳闸的主要原因。 事故暴露出：

(1)直流屏与交流屏之间未加隔板，所以造成相互影响。

(2)盘山地区盐碱大，空气较潮湿，门窗密封不好，造成设备脏污。

防范措施：

(1)交、直流屏间应立即加上绝缘隔板，以减少其相互间影响。

(2)要把控制室门窗密封完好，防止尘土过多积存在屏内各端子上，特别要注意和防止室内 装置受潮。

(3)继电专责岗位责任制要加强，一定要严格执行《继自装置运管规程》的各项规定，维护好设备，加强设备的巡视、检查，及时消除设备的隐患，防止保护装置误动作。

案例14 气体继电器误动作，主变压器两侧断路器跳闸

事故简况：1990年5月18日，吉林通化电业局水洞一次变电所直流接地，2号主变压器轻、重瓦斯保护动作，两侧断路器跳闸，2号主变压器停电，次日，经检查后2号主变压器恢复运行。

事故原因及暴露问题：气体继电器接线柱槽盖，在制造结构上存在易脱落的缺点，当大风雨时，槽盖脱落后，槽内进入雨水，是气体继电器误动作的直接原因。

继电人员未按《继自装置运管规程》4.2.4条“设备专责岗位责任：掌握装置缺陷情况，及时消除并贯彻执行本专责设备反事故措施计划，搞好设备升级、定级工作”的规定执行，对气体继电器接线柱槽盖易脱落的缺陷掌握不够，不能及时消除、处理，是发生事故的主要原因。

变电运行人员在巡视检查工作中，没有发现气体继电器无防雨措施和及时处理，是发生事故的重要原因。

事故暴露出继电人员、变电运行人员等责任心不强，没能严格按“规程”规定做好本职工作。 防范措施

(1)针对此次事故的教训，应认真对全局各主变压器的气体保护接线柱槽盖进行一次全面检查，防止同类性质事故再次发生。

(2)气体继电器安装、调试后，应在记录簿中记录防雨措施是否完善、好用。

(3)对气体继电器接地柱槽盖易脱落缺点，应列入技改项目，发动科技人员、广大变电、继电人员，提出改进意见。

(4)继电专责人和变电运行人员，要提高责任感，认真检查、巡视设备，发现问题要及时处理。

案例15 送电线路故障，保护误动导致一次变电所全停

事故简况：1990年12月22日，吉林延边电业局图门一次变电所，因下雨雪，造成送电线路覆冰，超过设计标准，220kV图延甲线导线覆冰40mm，覆冰和粘雪使导线不均匀下落，上下跳动，造成线路混线、短路。当天2时10分，图门一次变电所全停，检查时，发现220kV珲图乙线相差高频动作，断路器跳闸不重合;220kV图延甲线两侧高频方向和距离保护一段动作，断路器三相跳闸不重合(均在单相重合闸位置);66kV图纸线低频动作，断路器跳闸。经省调指挥于3时13分图门一次变电所恢复正常。

事故原因及暴露问题：这次事故的起因是220kV图延甲线覆冰灾害所致。

220kV珲图乙线珲春电厂侧保护误动造成图门一次变电所全停的事故，主要是因为珲春电厂侧保护装置中有一寄生回路存在，这是珲春电厂继电人员违反《继自现场保安规定》3.14条“保护装置二次线变动或改进时，严防寄生回路存在，没用的线应拆除”的规定，在保护装置二次回路线变动和改动时，没有把没有用的线拆掉所致，是珲图乙线保护误动的主要原因。

电力载波中断，原因是载波机电源中断，这主要是所用电源不可靠，通信联系不通，延误了变电所恢复送电时间，是事故延长的主要原因。

事故暴露出：

1事故发生后，电厂、变电所等沟通信息时，情况不准确，给判断事故、恢复送电造成一定的困难。 2图一次变电所所用电源不可靠，地调处理时不果断，应通过韦子沟变电所送电到图一次变电所。 3图纸线是供造纸厂，而该厂有自备发电机在运行中，没有低频减载装置，故这次低频动作，说明该局对用户自备电源管理不善。

防范措施：

1要对一次变电所和重要的变电所所用电必须做到有外电源并有自动切换装置，确保所用电不间断。 2要加强对继电、通信和变电运行人员的技术业务培训，运行人员的重点是事故处理和各种保护连接片的使用，保护动作信号的分析和故障录波器的使用;继电人员的重点是严格执行各种检验规程、保护和自动装置的检验，最终以整体试验和模拟运行状态下检验为准;通信人员的重点是熟悉设备和系统，会紧急排除故障。

3通过这次事故，要尽快完善事故时暴露的问题，如用户自备电源的管理等。

案例16 振动过大，造成保护误动线路单相跳闸

事故简况：1992年10月13日，齐齐哈尔电业局继电人员，在北郊变电所处理220kV二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷，因继电人员不小心，使保护盘受力振动，将B相防跳继电器触点闭合，造成B相断路器跳闸的事故。

事故原因及暴露问题：继电保护工作人员在处理220kV二郊甲线重合闸灯不亮的缺陷时，违反《安规》(变电)第217条“在保护盘上或附近打眼等振动较大的工作时，应采取防止运行中设备掉闸的措施，必要时经值班调度员或值班负责人同意，将保护暂时停用”，也违反《继自现场保安规定》第3.6条“尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔或进行任何有振动的工作，如要进行，则必须采取妥善措施，以防止运行的保护误动作”等规定，继电人员在拔重合闸继电器时，由于用力过猛，致使保护屏(盘)受力振动过大，将B相防跳继电器的触点闭合，造成B相断路器跳闸，是发生事故的直接原因。

运行人员在线路跳闸事故处理时，违反《齐齐哈尔电力系统调度规程》以下简称《调度规程》第169条之四“装有同期装置的线路断路器跳闸，在确认线路有电压且符合并列条件时，可不待调度命令，自行同期并列或环并”的规定，当220kV二郊甲线B相保护误动造成断路器跳闸后，运行人员没有合同期把手，就进行强送，造成强送不成功，经调度同意切开其他两相后，再次三相合闸成功。运行人员技术素质低，没按《调度规程》执行，是事故延长时间的主要原因。事故暴露出继电人员对运行的保护盘上的工作，安全重视不够、麻痹大意，工作负责人监护指导不利。

防范措施：

(1)在运行的保护盘上工作，对有可能发生较大的振动时，应派有经验的人员去进行工作，并在工作前详细研究，制定减轻振动的方法和注意事项。

(2)在运行的控制和保护盘上工作前，要做好危险点的分析，对在盘上工作的继电人员要详细交待，使每位继电工作人员都能提高警惕，并指派有经验的继电人员做监护人，监护人要认真负责，不间断地监护，随时指导和纠正不安全的动作。

(3)运行人员要加强对技术、业务学习，熟悉有关规程，遇事有章可循，确保设备安全运行，尽力减少事故处理时间。

第三篇：水厂加氯系统常见故障及其分析

水厂加氯系统常见故障及排除

1、 汽化量不足及其解决方法

液氯汽化的过程，在物理学中是吸热的过程，此时，必须连续不断地向液氯投入足够的热量，液态氯才可能连续不断地汽化成气氯。通常采用液氯自然汽化的形式，空气中的热能通过瓶壁足量的传入到瓶内，液氯就会足量的蒸发。

目前我厂没有液氯蒸发器，依赖气温对氯瓶内的液氯进行自然蒸发，液氯汽化量随环境温度变化而变化，温度越高，汽化量越大，温度越低，汽化量越小，甚至不能汽化; 冬季普遍存在汽化量不稳定的问题，影响了投加效果。虽然各厂都采用了一些诸如水喷淋、电炉烘烤等临时应付措施加速其汽化，但仍存在问题。如直接对氯瓶喷水，加重了氯库内的湿度，使加氯间内的氯气和水反应生成次氯酸和盐酸，对钢瓶外壳及氯库内真空调节器等设备产生腐蚀。

其解决方法为：

1)在经济条件允许的情况下，考虑配备相应规格的蒸发设备，如液氯蒸发器等。

2)增加并联使用的氯瓶的个数。

3)使用电热毯、取暖器等提高加氯间的温度。在压力管路上缠饶电加热头;真空过滤罐处安装红外辐射取暖灯，真空调节器配套的(220V6W|)电加热套必须24小时得电工作(我厂的电加热套未接)。

4)在保证加氯间干燥通风的情况下，采用风循环，加速氯瓶周围空气的流动达到传热的目的 。

2、 加氯量调不上去的原因及及其解决方法

2.1 加氯量控制阀处真空度低，加氯量调不上去

这种故障说明加氯系统负压小，其主要原因一是产生负压的水射器工作不正常;二是负压管路有泄漏。判断水射器工作是否良好可采用如下办法：关闭供给水射器氯气管路的阀门，打开水射器的氯进口管的活接头，用手轻轻放到接口处，应有明显吸力，吸力越大说明水射器工作状态越好。若吸力不大或没有吸力说明水射器工作不正常。若水射器工作良好，仍有此故障，说明负压管路有泄漏，需要逐段检查重点为管路接口，如连接真空表的软管接头处。水射器未能正常工作原因如下：

(1) 供给水射器的压力水不足或压力不够(应有压力显示),这就要检查水射器的供水管路中的阀门过滤器是否有堵塞，切忌取掉阀门过滤器否则损坏了水射器得不偿失。

(2) 水射器喉管处有杂质，这就要拆洗水射器，清洗水射器喉管及相关的单向阀应用温水(注意：氯气含杂质多如氯化钙等，常会使水射器喉管堵塞且不易清洗，供给的高压水若含有泥砂也易堵塞喉管)。

(3) 未遵守水射器的安装规范。射器进水管接口用管螺纹与上水管道相连，水射器出口使用直径25-50塑料管相连接，水射器出口溶液管直管段不应小于2m，否则将影响水射器送氯性能。水射器

应尽量靠近加氯点安装，当水射器距加氯点较远时，按参考标准选用加氯管的口径，加氯管口径大小将严重影响氯量，否则不产生负压。 保证水射器处水压高于投加点压力!加氯机加氯量在4kg/h或以下的用DN20管、加氯量在10 kg/h，的用DN25管或DN32管。

2.2 加氯量控制阀处真空度很高，加氯量调不上去

该故障产生的原因是气源不足，应检查真空调压器是否打开、开启度是否过小、通向加氯量控制阀的管路是否阀门没开好、氯瓶角阀是否打开、连接氯瓶的柔性管是否堵塞、角阀是否堵塞等。也有可能是真空调节阀或气源管路堵塞，产生的原因往往是由于氯气中的杂质沉积引起。此时，拆卸真空调节阀，进行检查清洗。

2.3 水射器冰堵及负压管道冰堵

1)现象：水射器内腔出现结冰，加氯量下降不能正常工作 2) 原因：由于水射器在加大氯量、水射器的压力水不够或压力出现不稳定的波动的情况下(一般在低于0.2MPa)，出现内腔溅水，水和氯气融合后在较高真空情况下发生结冰。结冰后如果没有足够的

环境温度使之融化，就会越积越多，最终导致气路狭窄，使加氯量下降，当结冰达到某个平衡状态时，这个过程就不会再继续，但冰也不会自动消融。最后造成气路不畅,影响投加效果。

解决方法：将水射器安装在室内，保证其工作环境的温度。在加氯压力水管上连接加压泵，目的是在当出厂水压力不够时向压力水管道补充水量加压。

2.4 负压管道冰堵

(1)原因：当停止水射器压力水时，管路中的真空将水吸入到加氯机内，当投加点有压力时，也可将水倒流到加氯机内。

(2)解决方法：

1)检查水射器止回阀的密封O形圈，进行清理或更换。 2)必要时需更换止回阀膜片。

3)在加氯机出气口处安装一个球阀，在停止水射器压力水时先关闭球阀。

4)可以在真空管路上安装一个泄水阀，当真空管路中有水时会自动将其排出。

3、

氯气正压管道泄漏的原因

现代真空加氯技术的发展，极大地提高了氯气流量调节控制环节的安全性。但是从氯瓶出气至加氯机真空调节器之间的正压管路及正压切换系统仍存在许多可能的泄漏点，是目前氯气使用中的主要安全隐患。 (1)原因：

1)氯瓶及其附件存在隐患，如氯瓶内的输氯导管断裂或松脱;角阀在开启的过程中打不开、漏气或变形折断等。

2)垫圈重复使用，螺纹管接头装配不当，螺栓型号和球阀的型号不配套。

3)正压管线的管材、管件、阀门的材质未按氯气标准要求选用。球阀的材质不是专门的防腐材质;造成氯气泄露,与空气中的水汽结合，腐蚀速度加快,所以导致使用时间不长,频繁更换，存在泄氯的隐患。各厂正压管道上的球阀更换了频繁。

4)管路系统及氯瓶操作未考虑防液氯或氯气冷凝的措施 。

(2)解决方法：

1)严格执行氯瓶验收制度，对角阀打不开的氯瓶，可用工具顺角阀的轴向轻轻敲击阀芯，使其锈蚀层松动，再用专用工具适当用力开启;若还打不开，则应对氯气供应商派专人处理。

2)严格按氯气使用标准选择、安装、维护正压管路的管道、接头及阀门。

3)尽可能的简化正压管路及切换系统，将正压连接点的数量降至最少，最大限度地减少可能的泄漏点。

第四篇：蔡元广：挖掘机液压系统各元件职能及常见故障分析

全液压挖掘机的液压系统由动力元件、执行元件、控制元件和辅助元件4大部分组成。

动力元件多为变量柱塞泵，其功能是将发动机的机械能转化为液体的压力能，常见的故障现象是泵油压力不足，流量减小。如果这一现象是渐变的，且温度愈高愈明显，则为液压泵磨损过度所致;如果这一现象是突发的，多为某一柱塞不工作所致;如果压力正常，流量突然减小，一般是变量机构卡在小流量位置造成的。小贴士：文章首发蔡元广的挖机博客，更多文章请登录蔡元广(拼音)点卡母或者百度搜索蔡元广。

执行元件包括液压缸和液压马达，其功能是将液体的压力能转化为机械能，常见的故障现象是动作变慢或无动作。如果确认泵和阀都无故障，执行元件动作慢的原因肯定是因其磨损过度而造成的;如果泵工作正常，某一执行元件动作慢，很可能是控制该执行元件的阀有故障，如阀不到位、溢流阀关闭不严或弹簧弹力减弱、发卡等。因各执行元件的磨损程度不会相差很多，如其他原因造成，则应是多个执行元件的动作同时突然变慢;如果已知泵和阀均无故障，某一执行元件突然无动作，则多为其内部卡死所致。

控制元件包括各种阀，如先导阀、多路换向阀、主安全阀、溢流阀及单向节流阀等。尽管各种阀的功能干差万别，但其常见故障大同小异，主要有发卡、关闭不严和弹簧弹力减弱及内漏和外漏等。

辅助元件主要包括油箱、油管、散热器、过滤器和蓄能器等。散热器的功能是将液压系统产生的热量散发至大气，其常见故障有漏油、散热不良等。过滤器的功能是过滤混入液压油内的杂质，其常见故障有滤网堵塞等。蓄能器的功能是稳定控制油压和储存一定的能量，以保证操作平稳和当发动机产生故障而不能工作时，能将工作装置降于地面，其常见故障有蓄能效果差，不能完成以上功能。辅助元件的故障现象一般较明显，容易诊断。

第五篇：10kV系统单相接地故障分析及处理

摘 要：随着社会经济的快速发展，其中10kV系统经常发生单相接地问题，影响电力系统正常运行。电力企业得到了很大进步，文章通过分析10kV系统发生单相接地故障原因及危害，总结出10kV系统单相接地故障时的处理方法及其注意事项。

关键词：单相接地故障;危害;处理;注意事项

1 概述

电力系统在进行分类时常分大电流接地系统和小电流接地系统。采用小电流接地系统有一大优点就是系统某处发生单相接地时，虽会造成该接地相对地电压降低，其他两相的相电压升高，但线电压却依然对称，因而不影响对用户的连续供电，系统可继续运行1～2小时。10KV系统无论是在供电系统还是配电系统中都应用的比较广泛，故10KV系统是否可靠安全运行直接影响到整个电力系统能否正常运行。然而10kV系统在恶劣天气条件下发生单相接地故障的机率却很大。10kV系统若在发生单相接地故障后未得到妥善处理让电网长时间运行的话，将会致使非故障相中的设备绝缘遭受损坏，使其寿命缩短，进一步发展为事故的可能得到提高，严重影响变电设备和配电网的安全经济运行。因此，工作人员一定要熟知10kV系统发生接地故障的处理方法，一旦10kV系统发生单相接地故障必须及时准确地找到故障线路予以切除，以确保电力系统稳定安全运行。

2 10kV系统发生单相接地故障的原因及危害

导致10kV系统发生单相接地故障的原因有很多，大致可以分为以下五类主要原因：

(1)设备绝缘出现问题，发生击穿接地。例如：配电变压器高压绕组单相绝缘击穿或接地、绝缘子击穿、线路上的分支熔断器绝缘击穿等。

(2)天气恶劣等自然灾害所致。例如：线路落雷、导线因风力过大，树木短接或建筑物距离过近等。

(3)输电线断线致使发生单相接地故障。例如：导线断线落地或搭在横担上、配电变压器高压引下线断线等。

(4)飞禽等外力致使发生单相接地故障。例如：鸟害、飘浮物(如塑料布、树枝等。

(5)人为操作失误致使发生单相接地故障等。

10kV系统的馈线上发生单相接地故障的危害除了使非故障两相电压升高以及可能产生的几倍于正常电压的谐振过电压引起绝缘受损危及到变电设备外，变电站10kV母线上的电压互感器也将检测到零序电流，在开口三角形上产生零序电压，电压互感器铁芯饱和，励磁电流增加，如果未能够得到及时的处理，将烧毁电压互感器，造成设备损坏、破坏区域电网的稳定，引发大面积停电事故。

3 10kV系统单相接地故障的处理

由于采用接地变的变电站，在发生接地故障后，馈线保护可以通过零序保护跳开开关，无需进行处理。所以这里主要讲的是对于采用消弧线圈的变电站所采用的处理方法。当发生单相接地故障后，运行人员可按以下步骤进行故障处理：

当10kV系统发生单相接地后，值班员应马上检查10kV接地选线装置是否动作，10kV线路保护是否动作，在把记录做好的同时，应该报告当值调度和有关负责人员，并按当值调度员的命令寻找接地故障。在查找接地故障时，应先详细检查变电站内电气设备有无明显的故障迹象(如绝缘是否有击穿的痕迹等)。在发生接地故障的10kV系统中，若未通过查看故障痕迹来发现故障点，就需进行各线路接地故障的排查，可采用断开某条线路断路器来查看接地故障现象是否消失，从而来判断该条线路是否为故障线路的方法来确定故障线路，当确定该线路是故障线路时，要立即汇报当值调度员处理，同时要对站内的设备进行一次全面检查。若逐条线路依次进行排查后仍未找到故障线路而接地故障仍然存在时，运行值班人员可考虑是两条或多条线路同时发生了接地故障或10kV母线设备发生了接地故障，然后进行针对性的故障查找。另外，若10kV电压互感器高压侧熔断器熔断时，用于更替的熔断器除必须具有良好的灭弧性能和较大的断流能力外还需具有限制短路电流的作用，切记不得用普通熔断器来代替。

4 在10KV系统中处理单相接地故障时的注意事项

(1)10KV系统带接地故障运行时间一般在规程中规定不得超过2小时。

(2)10KV系统带接地故障运行时，为了防止因接地故障时电压升高使电压互感器发热、绝缘损坏和高压熔断器熔断等情况发生，需加强对电压互感器的监视。

(3)在10KV系统中寻找单相接地故障时，若有关人员汇报某条线路上有故障迹象时，可先拉这条线路。若未发现故障迹象，为了减少停电的范围和负面影响，应先操作有其他电源的线路，再试拉线路长、分支多、历次故障多和负荷轻以及用电性质次要的线路，然后试拉线路短、负荷重、分支少、用电性质重要的线路，双电源用户可先倒换电源再试拉，专用线路应先行通知或转移负荷后再试拉。

(4)在10KV系统中处理接地故障时，禁止停用消弧线圈。若消弧线圈升温超过规定时，可在接地相上先做人工接地，消除接地点后再停用消弧线圈。

(5)做好详细故障记录，以便为下次出现接地故障提供参考。

参考文献

[1]董勇，李光友.10kV系统单相接地故障及处理探析[J].中国电力教育，2011，8.

[2]田轶华.10kV系统单相接地故障的判断与处理[J].内蒙古科技与经济，2006，4S.