典型弓网故障分析

典型弓网故障分析（精选8篇）

典型弓网故障分析 篇1

京广南段弓网故障的原因分析及防止措施

文章从机务段运用检修的实际情况出发,分析京广南段发生弓网故障的原因,提出防止弓网故障的措施.

作 者：刘汉武 LIU Han-wu 作者单位：广州机务段 技术科,广东 广州,510010刊 名：电力机车与城轨车辆英文刊名：ELECTRIC LOCOMOTIVES & MASS TRANSIT VEHICLES年，卷(期)：33(3)分类号：U269.6关键词：电力机车 弓网故障 原因分析 防止措施

典型弓网故障分析 篇2

关键词：彩超,故障分析,方法和技巧

故障一:一台SSD3500彩超进行测量时报错并死机及伴有持续的蜂鸣声。

故障分析:键盘上元器件性能不良或按键接触不好、CPU板或硬盘有毛病, 均会引起此类故障。

故障排除方法:从易到难, 从简单到复杂的维修方法, 将操作面板上的所有接插件一一拔插后故障依旧。然后更换CPU主板, 故障现象相同, 再更换硬盘, 故障现象依旧;同时更换主板及硬盘后开机故障现象依旧相同。因此判定主板或者硬盘没有故障。仔细观察故障现象, 听到蜂鸣声发自操作面板上的蜂鸣器, 在PRESET菜单下, 部分按键失效, 检查面板上的小键盘连接线路, 再重新拔插接插件, 再开机故障消除。这应是小键盘插件连接线焊点之间可能存在轻微的短路所致。

故障二:一台EUB5500彩超机器只能通过光盘启动, 硬盘无法启动。硬盘接上就报错。光盘启动非常缓慢。

故障分析:该现象可能是硬盘中启动程序出现错误或硬盘故障。

故障排除方法:开始判断硬盘损坏, 更换新的硬盘, 但是更换的新硬盘无法安装光盘程序。安装进程连续报错。然后即放弃了更换硬盘的想法。还是使用机器自带的硬盘接上, 光盘启动机器。在蓝色海洋界面出现时, 同时按下Ctrl+Alt+E, 出现XP系统对话框, 进入C盘, Eub-us菜单下面的Tools栏, 双击, 然后更改光驱驱动盘符, 然后再打开C盘点Install菜单, 双击, 待安装执行完毕后, 按OK, 最后到C盘里选择TOOLS菜单, 双击Setdriveletter文件夹, 选择SETdriveletter.exe执行文件, 按OK。重新启动机器。机器恢复正常。

故障三:一台SSD3500彩超超声图像上不时出现布纹状干扰。

故障分析:由于彩超图像上出现干扰的原因很多, 要判断是何种原因引起的图像干扰, 需要采用排除法, 并且遵循从简单到复杂的原则, 这样就能够迅速准确地发现引起图像上出现干扰的原因, 消除图像上的干扰, 达到事半功倍的效果。判断彩超干扰源的来源应该从三个方面加以考虑:其一, 来自仪器外部的电磁干扰;其二, 来自探头产生的干扰;其三, 来自仪器内部产生的干扰。

故障排除方法:首先检查干扰是否来自仪器外部, 将仪器检查室内其他所有电气设备, 即稳压电源、UPS电源、超声工作台、视频打印机和电子读卡器等电源依次关断, 一一观察彩超超声图像上是否有干扰, 在关断电子电子读卡器的电源后, 彩超超声图像上的干扰消失, 这说明该电子读卡器工作时产生了较强的电磁干扰。将读卡器越靠近探头, 超声图像上的干扰信号越强。更换一个电磁兼容性能良好的读卡器, 超声图像上的干扰消失, 仪器恢复正常工作。

参考文献

[1]马继民.飞利浦彩超常见故障类型及检测方法.[J].中国医疗设备, 2008, 23 (8) :99-102

[2]何贤国.论促进仪器维修保养程序化的重要性[J].中国医学装备, 2005, 2 (12) .

[3]陈智文, 张旦松主编.B型超声诊断仪原理、调试与维修[M].武汉:湖北科学技术出版社.

典型弓网故障分析 篇3

【关键词】电力变压器；故障的处理

1.变压器常见故障分析

根据有关变压器故障的资料并进行分析的结果表明，尽管老化趋势及使用不同，故障的基本原因仍然相同。多种因素都可能影响到绝缘材料的预期寿命，负责电气设备操作的人员应给予细致地考虑。这些因素包括：误操作、振动、高温、雷电或涌流、过负荷、三相负载不平衡、对控制设备的维护不够、清洁不良、对闲置设备的维护不够、不恰当的润滑以及误用等。

1.1线路涌流

线路涌流（或称线路干扰）在导致变压器故障的所有因素中被列为首位。这一类中包括由误操作、变压器解并列、有载调压分接头拉弧等原因引起的操作过电压、电压峰值、线路故障/闪络以及其他输配方面的异常现象。这类起因在变压器故障中占有绝大部分的比例。

1.2绝缘老化

在过去的10年中在造成故障的起因中，绝缘老化列在第二位。由于绝缘老化的因素，变压器的平均寿命仅有17.8年，大大低于预期为35～40年的寿命。在1983年，发生故障时变压器的平均寿命为20年。

1.3受潮

受潮这一类别包括由洪水、管道渗漏、顶盖渗漏、水分沿套管或配件侵入油箱以及绝缘油中存在水分。

1.4维护不良

保养不够被列为第四位导致变压器故障的因素。这一类包括未装变压器的保护装置或安装的不正确、冷却剂泄漏、污垢淤积以及腐蚀。

1.5过载

这一类包括了确定是由过负荷导致的故障，仅指那些长期处于超过铭牌功率工作状态下小马拉大车的变压器。过负荷经常会发生在发电厂或用电部门持续缓慢提升负荷的情况下。最终造成变压器超负荷运行，过高的温度导致了绝缘的过早老化。当变压器的绝缘纸板老化后，绝缘纸绝缘强度降低。因此，外部故障的冲击力就可能导致绝缘破损，进而发生故障。

1.6雷击

雷电波看来比以往的研究要少，这是因为改变了对起因的分类方法。现在，除非明确属于雷击事故，一般的冲击故障均被列为“线路涌流”。

1.7三相负载不平衡

由于三相负载不平衡所引起某相长期过载，而使该相温度偏高进而使绝缘老化，产生匝间短路或相间短路。

1.8连接松动

连接松动也可以包括在维护不足一类中，但是有足够的数据可将其独立列出，因此与以往的研究也有所不同。这一类包括了在电气连接方面的制造工艺以及保养情况，其中的一个问题就是不同性质金属之间不当的配合，尽管这种现象近几年来有所减少。另一个问题就是螺栓连接间的紧固不恰当。

2.典型故障的处理方法

（1）变压器受潮的处理方法，变压器绝缘状况的优劣和安全运行水平将直接影响整个电力系统的供电可靠性。我们在进行预防性试验中，着重检测与变压器是否受潮有关的几项数据，如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、绕组泄漏电流、油中微水分析等。当我们通过一定的技术手段，检测到变压器的绝缘降低本体受潮时，可采用离线和在线2种方法处理变压器受潮。

离线处理变压器干燥的基本方法是：加热升温和排潮，根据变压器容量大小和结构形式的不同而决定，现场进行变压器干燥时加热升温的方法，可采用油箱铁损或短路铁损及热油喷淋方法进行。排潮方法分为抽真空和不抽真空2种。但离线干燥处理易受现场条件限制，往往难以实施，停电时间较长，也易造成变压器绝缘的非正常老化。

在线处理变压器受潮的方法是：利用变压器正常运行时产生的空载损耗和负载损耗作为变压器干燥处理的发热源，变压器绝缘纸中的水分逐步渗透到变压器油中，利用在线滤油装置除去变压器油中的水分，然后变压器油通过进口过滤器进入真空容器内，利用真空压力喷嘴作用将变压器油喷出（真空容器内，绝对真空度应控制在1500Pa左右），借用压力喷嘴喷出油膜中的气体和水蒸气转移到空气中的作用，从而完成绝缘油的脱气和脱水过程。净化后的油收集在容器底部，并经过滤芯过滤后重新注入变压器。操作过程中，应在回油过滤器的下部装设一个容器及相应的阀门，用来检测和排出气泡，以防止气体进入变压器。在线变压器本体受潮的处理方法，具有停电时间短、加热均匀、不易造成变压器绝缘损伤等特点，在安全措施充分到位的情况下，可以避免被处理变压器的瓦斯保护误动作。

（2）变压器油质变坏的处理方法，变压器中的油由于长时间使用而没有更换，其中漏进了雨水和浸入了一些潮气，再加上其中的油温经常过热，这就容易造成油质的变坏。而油质变坏则导致变压器的绝缘性能受到了很大的影响，这种情况就非常容易引起变压器的故障产生。如果是新近投运的变压器，它的油色会呈浅黄色，在使用一段时间以后，油色将会变成浅红色。而如果发现油色开始变黑，这种情况下为了防止外壳与绕组之间或线圈绕组间发生电流击穿，就要立刻进行取样化验。经化验后，若油质合格则继续使用，若不合格就对绝缘油进行过滤和再生处理，让油质达到合格要求和再进行使用。

3.总结

电厂设备典型常见故障分析与处理 篇4

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

目 录

一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理

1、汽前泵非驱动端轴承温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

2、汽前泵非驱动端轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

3、开式水泵盘根甩水大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10

4、IS离心泵振动大、噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11

5、单级离心泵不打水或压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12

6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12

7、采暖凝结水泵轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

8、磷酸盐加药泵不打药„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

9、胶球系统收球率低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13

10、胶球泵轴封漏水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

11、氢冷升压泵机械密封泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14

12、开式水泵盘根发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15

13、开式水泵轴承发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15

14、采暖补水装置打不出水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

15、低压旁路阀油压低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„16

17、发电机密封油真空泵温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17

18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17

19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18

21、顶轴油油压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19

22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„19

23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20

24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„20

25、汽泵入口法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

27、采暖补水装置不进水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21

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14、烟风道系统常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„41

15、离子燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42

16、直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42

17、点火枪常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44

18、送风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44

19、离心式一次风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„45 20、引风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„46

21、密封风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47

22、磨煤机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47

23、给煤机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„49

24、除灰空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50

25、冷干机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50

26、仪用空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„51

27、空气预热器气动马达运行声音异常故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52

28、干燥器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52

29、负压吸尘器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53 30、火检风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53

31、等离子水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54

32、电动挡板门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54

33、气动插板隔绝门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55

34、电除尘常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55

35、除灰MD、AV泵常见故障 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„56

36、一、二电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„57

37、三、四、五电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„58

38、灰库顶切换阀常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„58

39、灰库给料机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59 40、灰库搅拌机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59

41、细灰库落料伸缩节常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60

42、灰库气化风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60

43、立式排污水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„61

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23、盘式除铁器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„76

24、#8皮带犁煤器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77

25、排污泵故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77

26、皮带伸缩装置故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78

27、多管冲击式除尘器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78

28、斗轮机行走变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„79

29、斗轮机回转变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 30、6kV开关进退困难„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 31、6kV开关不能正常合闸与分闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

32、引风机油站故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

33、变压器油温表故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81

34、主封母线微正压装置频繁动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82

35、变压器假油位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82

36、变压器渗漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83

37、变压器油色谱分析异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83 38、220kV升压站SF6断路器频繁打压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84

39、电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84 40、通电后电动机不转动，有嗡嗡声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„85

41、电动机过热或冒烟„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86

42、电动机轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86

43、电动机有不正常的振动和响声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87

44、电动机外壳带电„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87

45、电动机运行时有异常噪声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„88

四、电厂设备热工专业常见故障分析与处理

1、取样表管堵„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89

2、温度测点波动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89

3、温度测点坏点„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90

4、吹灰器行程开关不动作或超限位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90

5、低加液位开关误动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91

6、石子煤闸板门不动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91

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5、托辊不转、声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104

6、清扫器清扫不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104

7、清扫器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

8、减速机轴承有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

9、减速机齿轮有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

10、减速机振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105

11、减速机温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106

12、减速机输入或输出轴不转„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106

13、减速箱漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107

14、滚筒轴承有异音、发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107

15、滚筒胶面严重磨损或掉落，造成皮带打滑或跑偏„„„„„„„„„„„„„„„„„107

16、制动器制动架闸瓦不能完全打开„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

17、制动器制动时间过长„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

18、制动器闸瓦温升高，磨损快，制动轮温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108

19、制动器闸瓦磨损快„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109 20、液力偶合器油温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109

21、液力偶合器运行时易熔塞喷油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109

22、液力偶合器运行时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

23、液力偶合器停车时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

24、液力偶合器启动、停车时有冲击声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

25、液力偶合器噪声大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110

26、柱销联轴器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

27、柱销联轴器驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

28、落煤筒漏粉„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111

29、落煤筒堵煤„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111 30、多管冲击式除尘器压差不正常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112

31、多管冲击式除尘器风机振动大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112

32、多管冲击式除尘器水箱补不满水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

33、多管冲击式除尘器风机启动时联轴器有异音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

34、叶轮给煤机挑杆与挡煤板卡死„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113

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65、多吸头排污泵渗油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 66、供油泵不吸油，压力表与真空表剧烈跳动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 67、供油泵油泵不吸油，真空度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 68、供油泵压力计有压力，但油泵仍不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 69、供油泵流量低于设计要求„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 70、供油泵消耗功率过大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 71、供油泵内部声音反常，油泵不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 72、供油泵振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 73、供油泵轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 74、斗轮机液压系统油泵噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 75、斗轮机液压系统工作压力不稳定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 76、斗轮机液压系统油压不足，油量不足，液压缸动作迟缓„„„„„„„„„„„„„127 77、斗轮机臂架升降不均匀，有抖动现象„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 78、斗轮机液压系统油路漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 79、斗轮机轴承声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 80、斗轮机斗轮驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 81、斗轮机行走机构减速机启动不了„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 82、犁式卸料器犁不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 83、犁煤器犯卡„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 84、犁煤器轴断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

故障现象：开水泵在运行过程中盘根甩水大，造成轴承室内进水轴承损坏。原因分析：

1）、盘根压兰螺丝松，2）、盘根在安装时压偏未安装到位，盘根安装时未挫开90°，接口在一条直线上。3）、盘根材质太硬将轴套磨损。处理方法：

1）、将盘根压兰螺丝进行均匀紧固，但不能紧固太紧，造成盘根与轴抱死发热。2）、安装盘根时对称均匀地将盘根压入盘根室内，接口必须错开90°以上

3）、将盘根更换为柔韧性发软的盘根（浸油盘根或高水基盘根），有条件的话将盘根改造为注胶盘根。

检修后效果：使用注胶盘根，盘根甩水在每分钟10~20滴，减小泵体的维护检修工作量。防范措施：

1）、盘根应选用耐磨柔韧性比较好的盘根。2）、安装盘根时应正确安装。

4、IS离心泵振动大、噪音大

故障现象：泵体振动大，并且泵体有异音 原因分析：

1）、泵轴与电机轴不同心。2）、泵轴弯曲。

3）、泵体各部件动静摩擦。4）、轴承间隙过大或损坏。

5）、泵转子不平衡。

6）、地脚不牢。

7）、对轮连接梅花垫损坏。

处理方法：

1)、将泵与电机重新找正。2)、将泵轴校正或更换新轴。3)、检查、调整泵内动静间隙。4）、更换或修复轴承。5)、泵转子找动平衡。

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处理后的效果：油档处无漏油，回油正常。防范措施：

1)、加强巡视，发现油位低，及时检查油档处是否漏油。

2)、加强点检及时检查供油压力是否超出设计压力并加强电泵的滤油工作。3)、提高检修质量。

7、采暖凝结水泵轴承烧毁

故障现象：采暖凝结水泵检修后试运时轴承烧毁

原因分析：检修人员责任心不强在泵体检修后轴承室未加油造成轴承烧毁

防范措施：加强检修检修人员的责任心，加强检修三级验收过程。在设备试运前应全面检查轴承室油位和所有紧固螺栓是否紧好。

8、磷酸盐加药泵不打药

故障分析：磷酸盐加药泵启泵后运转正常，泵体无异音，盘根压兰无泄漏，出口压力为零。原因分析：

1)、泵出口泄压阀未关闭 3)、泵出口安全阀泄漏

2)、泵体体出入口单向阀钢球上和单向阀阀座上有杂物或钢球变形。3)泵体单向阀接合面垫片损坏。处理方法：

1)、将泵出口泄压阀关闭。

2)、检查安全阀阀座和阀芯是否有麻坑和其它缺陷，如有则进行研磨，或更换安全阀。3)、检查单向阀钢球上是否有污垢变形、阀座上有杂质裂纹等，仔细清理钢球和阀座接合面并更换接合面垫片。

防范措施：定期对加药泵入口滤网检修检查清理，发现滤网破损，应及时更换。

9、胶球系统收球率低处理

故障现象：胶球系统投运后收球率不到10%。原因分析：

1)、收球网未关到位。

2)、收球网有缺陷，胶球无法回到收球室。3)、胶球泵出入口门打不开。处理方法：

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4)、解体检查，测量轴，或校正或更换。5)、解体检查硬更换两端的轴承。6)、更换机械密封密封圈。7)、更换机械密封弹簧。防范措施：

1)、设备检修时应精心检修。2)、认真检查设备，做好事故预想。

12、开式水泵盘根发热

故障现象：开式水水泵盘根运行过程中盘根发热。原因分析： 1)、填料压的过紧。

2)、盘根密封冷却水水量不足。3)、盘根安装不当或材料规格不当。处理方法：

1)、填料不应压的过紧。2)、增大密封冷却水水量。

3)、选用合适的盘根，并进行正确安装。防范措施：

1)、按要求安装盘根。

2)、利用大小修对冷却水管道进行检查。3)、及时维护合发现问题。

13、开式水泵轴承发热 故障现象：泵轴承过热 原因分析：

1)、轴承室内油位过低。2)、轴承间隙不对。3)、泵与电动机中心不好 处理方法：

1)、注油至正常油位。2)、调整轴承间隙。

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2)、滤油机下方没有放置油盘。

3)、滤油机下方热源管道未保温在点检时未发现。防范措施：

1)、加强培训力度，提高员工工作责任心。

2)、滤油前应先检查接口是否绑扎牢固，无问题后在再开滤油机。3)、滤油机下方应放置油盘

4)、应将绑扎的滤油胶管改为带专用接头的滤油管。

5)、加强点检力度，认真检查滤油机下方热源管道保温是否完善。并做好隔离措施。

17、发电机密封油真空泵温度高

故障现象：发电机密封油真空泵在运行过程中泵体温度最大达到85℃。原因分析：

1)、发电机密封油真空泵出入口滤网堵塞 2)、发电机密封油真空泵出口管道堵塞 处理方法：

1)、更换发电机密封油真空泵出入口滤网

2)、检查发电机密封油真空泵出口管道。发现管道排气口在厂房房顶未保温，在出口处管道冻结，造成排气不畅。后在13.7米平台上方用锯弓将管道锯开一斜口，进行临时排气。在小修时将管道并到密封油排油风机入口管道上。处理后的结果：泵体运行正常。防范措施：

1)、在冬季应加强点检工作，发现排气口处有结冰应及时处理。2)、应及时检查密封油真空泵油位，发现油位低应立即补油。

18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油处理

故障现象：循环水出口逆止门液压油站阀块有一螺丝死堵漏油严重，造成油箱油位下降，油泵出口压力低。

原因分析：螺丝死堵密封“O”型圈损坏。

处理方法：先用〔20槽钢焊接到阀体上将油缸回座杆档住，使阀门在油站无油压后无法关闭，然后将油泵停运，更换新的“O”型圈。防范措施：

1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。

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防范措施：

1)、应使用耐腐蚀的氟橡胶密封件。2)、对铜管检漏时应件隔离门关严。3)、工作结束后，将所有法兰紧固均匀。

21、顶轴油油压力低

故障现象：顶轴油系统压力低。原因分析： 1)、顶轴油泵损坏。2)、顶轴油泵出力调整低。3)、油管泄漏。消除方法：

1)、更换新顶轴油泵。

2)、将顶轴油泵出口压力调到合适范围内。3)、查出油管泄漏点，进行补焊处理。防范措施： 1)、加强设备巡检

2)、检修顶轴油泵时，严格按照检修工艺处理。

22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上。

故障现象：主油箱MAB206离心式油净化装置投运后，转动正常。分杂分水效果差 原因分析： 1)、比重环孔径过小 2)、分离温度不对 3)、流量过大

4)、沉淀桶中聚满沉淀物 5)、碟片组间被堵塞

6)、油净化装置出入口门未打开 处理方法：

1)、更换大孔径的比重环 2)、调整分离温度 3)、降低流量

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处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。

防范措施：在机组小修期间，将法兰节流孔板更换为焊接节流孔板。

25、汽泵入口法兰泄漏

故障现象：汽泵入口法兰泄漏严重

原因分析：由于汽泵入口给水管道振动大，在启泵前水锤造成泵入口法兰泄漏 处理方法：先将泵入口法兰螺栓螺栓紧固，然后在泵入口给水管道上加一固定支架。处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。防范措施：

1)、要求运行人员在汽泵前泵前灌水时应先将泵体排空阀打开，开启前置泵入口给水阀门时应逐渐开大，不得一下全开。

2)、加强对给水管道支吊架检查，发现变形，焊口开裂应及时处理

26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏

故障现象：高加正常疏水和事故疏水手动门法兰漏水严重 处理方法：将高加解裂后将齿形垫片更换为金属缠绕垫片。

防范措施：将所有高加系统法兰垫片都更换为金属缠绕垫片，系统投运后，将法兰进行热紧。紧固法兰螺栓应对角均匀紧固

27、采暖补水装置不进水

故障现象：采暖系统分水联箱压力低，整个采暖系统压力低于0.4MPa，采暖补水装置闪蒸箱安全门动作，溢流管排水口返汽。

原因分析：采暖补水装置闪蒸箱为与水箱为浮球阀隔断，当闪蒸箱水水位高时将不锈钢浮球浮起阀门打开，水位下到一定高度时浮球阀关闭，如果不锈钢浮球有裂纹进水，则浮球无法浮起阀门打不开，水箱内进不了水，采暖系统就不进水，系统压力降低。

处理方法：将采暖补水装置闪蒸箱人孔打开，将不锈钢浮球取出，检查是否进水，并查出裂纹，重新补焊。防范措施：

1)、加强巡视，发现问题及时处理。

2)、在采暖系统轮修时，应全面检查浮球阀进行检查，并将浮球连接杆处进行加固补焊。

28、高加加热管泄漏

故障现象：高加水位“高”、“高－高”报警。水位计指示高 原因分析：

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1)、循环水进水温度高，进出口水温端差小 2）、凝汽器有漏空气地方，密封不好 处理方法：

1)、检查水塔淋水盘水嘴是否有脱落，并安装好。

2)、凝汽器是一个庞大的系统，因此凝汽器检漏是一项工作量非常大的工作，主要是将所有与凝汽器系统接合面（包括法兰、焊口、人孔等）处喷氦气，然后在真空泵排气口处接一测头用仪器测量，如果接合面漏氦气就进入凝汽器内通过真空泵到排气口处，仪器就能显示出来。

在找漏过程中主要按照系统一处一处找。#2机真空低的主要问题是，主汽疏水阀门内漏，将疏水扩容器底部冲刷∮50mm的孔洞。另外机组在施工时在疏水扩容器开一人孔后封闭，由于焊接质量问题，焊缝有200mm长的裂缝，造成真空低，后将孔洞和裂纹进行补焊。

处理后的效果：真空度达到设计要求。防范措施：

1)、加强对主汽疏水门进行点检工作，发现内漏大小修时进行研磨或更换。2)、大小修时疏水扩容器进行测厚检查，发现壁厚减薄则进行更换。

3)、更换与凝汽器相连的法兰垫片和管道，必须将法兰螺栓紧固牢固，管道焊口进行检验。

31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂

故障现象：锅炉暖风器疏水到除氧器管道投运后，管道振动大造成管道阀门法兰泄漏，除氧器接管座开裂。原因分析：

1)、锅炉暖风器疏水管道水锤现象严重，造成管道振动大。2)、锅炉暖风器疏水至除氧器接管座材质重在质量问题。处理方法：

1)、在接管座开裂后机组降负荷，将四段抽汽和辅汽供除氧器管道阀门关闭，在泄漏处临时加一套管。在小修时更换接管座。

2)、将锅炉暖风器疏水管道改为用支架加固牢固，在小修时将原碳钢管更换为不锈钢管道，并将法兰门更换为焊接门。

3)、对除氧器其它接管座做金相分析。

处理后的效果：管道振动减少，系统运行稳定。

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原因分析：冬天温度低，由于加硫酸大部分在室外，原施工时管道未加伴管，造成管道内结晶将管道堵塞。

处理方法：将加酸管道加装伴热管。

处理后的效果：系统投运后酸管道一直未出现堵塞现象。

防范措施：冬季应加强对酸管伴热管道点检，发现不热应立即查找原因，并处理。

35、发电机漏氢

故障现象：发电机漏氢量量大，一天需补氢21m3/d, 原因分析：机组正常运行补氢量应小于14 m3/d,补氢量大应是氢气系统有漏点，存在漏点的地方主要是

1)、管道、阀门法兰接合面。2)、阀门盘根压兰处。3)、管道丝扣接口处

4)、密封油排油风机排气口处 5)、氢管道排污阀未关严

处理方法：将所有的法兰、丝扣接口处先用测氢仪测量是否有漏氢，然后用肥皂水喷到法兰合接口处，观察是否有气泡产生就可确认是否漏氢。然后将法兰或接口进行紧固或用胶粘。将系统管道漏点处理完后，最后确认排油风机排气口处也泄漏。说明发电机轴瓦处漏氢只能在机组小修时将发电机轴瓦进行调整。防范措施：

1)、打开氢管道排污门后应及时关闭，并确认关闭牢固。2)、大小修应对所有的接头和法兰及盘根泄漏处进行彻底处理。

36、给水再循环手动门自密封泄漏

故障现象：给水再循环手动门自密封泄漏严重，顺门体门架法兰漏水。原因分析：

1)、阀门自密封垫为钢体密封，质量存在问题，2)、阀门选型不符

处理方法：将系统隔离，系统消压后阀门解体，将自密封取出后发现自密封钢圈已冲刷出沟道，由于无备件，将自密封回装打磨后直接与阀体焊死。待小修时更换其它型号的阀门。检修后的效果：阀门投运一直未漏，效果比较好。防范措施：

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胀口处火焰被吸进去，则说明此根管泄漏。然后用加工好的锥形铜堵将两侧不锈钢管封堵好。并将所有的焊缝进行找漏，有泄漏处则进行补焊。处理后的效果：凝结水水质达到合格水平，安全防范措施：

1)、工作时严格按照安全、技术措施执行，做好隔离通风工作。2)、工作时应有专人监护，工作人数不少于3人。3)、做好防腐层和循环水的化学监督。

39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞

故障现象；在春天季节中循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞严重，基本上2~3小时就得进行清理。

原因分析：由于春天季节中从水厂供过来的补给水里，含有大量的柳絮，柳絮体积比较大无法通过20目的循环水泵轴承润滑冷却水滤网，造成滤网堵塞，清理工作量大。处理方法：

1)、原轴承润滑冷却水滤网只有两路，在滤网堵塞后，如果清理不及时就会使循环水泵轴承冷却水断水，造成循环水泵轴承烧毁，给机组带来很大的隐患。在小修时根据实际情况又增加了两路润滑冷却水滤网，这样如果有两路润滑冷却水滤网堵塞，则立即将另为两路润滑冷却水滤网阀门打开，就不致于轴承断水。

2)、润滑冷却水滤网堵塞后，应立即将堵塞的滤网更换，然后再将拆下的滤网进行清理。处理后的效果：能保证循环水泵轴承冷却正常用水。防范措施：

1)、加强点检力度，发现滤网堵塞应立即更换滤网。2)、更换下的滤网应及时清理，并备好。40、消防水管法兰泄漏造成跳机

故障现象：发电机励磁变压器旁消防水管道法兰泄漏造成，励磁变压器进水，发电机保护跳机。

原因分析：发电机励磁变压器旁设置有6KV配电室特殊消防水雨淋阀，由于法兰垫片使用胶皮垫，长期使用老化，造成泄漏跑水。

处理方法：将法兰垫片更换为金属缠绕垫片，并将发电机励磁变压器旁的所有消防水法兰作带压堵漏预防性卡具。防范措施：

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1)、使用质量过关的垫片。2)、清理结合面，使其平整、光滑。3)、螺栓对角紧时，紧力要合适。防范措施：

检修阀门时，应严格执行工艺标准。

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（2）电动机故障。（3）枪管烧变形或卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。

（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。（5）吹灰器入口法兰石墨金属缠绕垫失效损坏。处理方法：

（1）联系电热人员检查控制系统及膨胀电源线是否拉卡在设备上。

（2）吹灰器外枪管炉内部分烧弯曲变形迅速就地手动或用手动摇把退出，如枪管脱离滑动轴承支架应重新调整并校正枪管，如枪管变形严重应更换新的。

（3）隔绝单项系统后检修提升阀，用专用工具对提升阀进行拆卸并对阀芯与阀座进行研磨检修，如阀芯或阀座损坏严重及进行更换。

（4）隔绝单项系统后对内管密封填料进行更换，注意填料压盖螺栓适度拧紧。（5）重新更换法兰密封垫片。防范措施：

（1）严格检修工艺。

（2）加强点检，及时发现问题及时处理。

3、短吹灰器常见故障

吹灰器的是吹扫锅炉受热面集灰，保持受热面清洁的，以提高传热效果，保证锅炉热效率，防止受热面结焦的设备。故障现象：

（1）吹灰器启动失败及吹灰器不自退。（2）吹灰器内漏。

（3）吹灰器内管密封处漏汽严重，提升阀提升杆处漏水。（4）吹灰器入口蒸汽法兰漏汽。原因分析：

（1）控制部分故障。（2）电动机故障。

（3）螺旋管滑道，凸轮损坏卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。

（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。

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（4）阀门检修时，认真检查阀芯、阀座结合面损坏情况，根据检查制定检修方案。（5）阀门研磨过程中，严格按照检修文件包进行，选用合适的研磨工具。

（6）系统能隔绝重新更换相同规格的阀门，系统无法隔绝采用待压堵漏的方法进行修补。防范措施：

（1）严格检修工艺。

（2）加强点检，及时发现问题及时处理。

5、高压气动阀门常见故障 见汽机高压气动阀门常见故障。

6、暖风器管道常见故障

暖风器在冬季可以保持一、二风机入口温度为规定的环境温度（设计25℃）保护空气预热器前后温差和正常经济运行。故障现象：（1）管道振动。（2）支吊架松动。（3）法兰漏水。

（4）暖风器换热管冻，暖风器无法正常投运。原因分析：

（1）汽水两相流动。（2）支吊架拉杆螺栓松动。

（3）管道振动连接螺栓松，法兰漏水。

（4）系统操作不当，造成暖风器疏水不畅在暖风器内部冻住。处理方法：

（1）运行人员进一步调整暖风器供汽阀门开度。

（2）重新加装支吊架（滑动支架、固定支架），保证管道有一定的坡度。（3）重新拧紧拉杆连接螺栓并加装锁紧螺母点焊牢固。

（4）为了保证暖风器运行，在一次风机吸入口用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以烤化疏水。二次风入口由于与地面高度相距太远，需搭架子高度在6米以上用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以疏通冻住的疏水。防范措施：

（1）进入冬季加强点检，发现问题及时处理。

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（3）管子发生泄漏。（4）管排磨损。（5）管排变形。

（6）管子发生蠕胀现象。原因分析：

（1）烟速过低。吹灰失灵。管子有泄漏。

（2）由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁腐蚀。

（3）厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷造成泄漏。

（4）管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松动发生碰撞，吹灰不当。

（5）管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。

（6）运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管材不对。管内有异物造成管子蠕胀。

（7）各人孔门、看火孔关闭不严造成漏风，管子鳍片没有密封焊严。处理方法：

（1）适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。（2）清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品质，长期停炉时应做好充氮保护。

（3）在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。

（4）校正管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。

（5）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。（6）保证各人孔门关闭严密，所有管子鳍片都应密封焊。（7）利用临修、小修对受热面进行全面检查。（8）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。

9、水冷壁管排泄漏常见故障

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（3）保证焊接质量，采取有效措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管应做光谱分析，保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管子必须通球，防止炉膛上部结焦，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。（4）校正管排，消除烟气走廊修复修防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固，适当吹灰。校正弯曲的管子，消除管子与管子之间的碰装和摩擦。

（5）按设计要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。

（6）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰，防止管排结焦，校正已变形的管排。

（7）严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换新管时严把质量关，保证不错用管材，换管时防止异物落入管中，所换管子必须进行通球。

（8）保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装焊接。所有管子鳍片都应有密封焊接。及时焊补各膨胀节，确保严密。防范措施：

（1）利用大小修按照防磨、防爆计划对受热面进行全面、仔细的检查。（2）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。（3）制定应急预案，发现问题及时解决。

10、省煤器管排泄漏常见故障

省煤器是利用排烟余热加热给水，降低排烟温度，节省燃料。经过省煤器的给水提高了温度，降低了给水与汽包的温差，可以减少汽包的热应力，改善汽包的工作条件。故障现象：（1）管排积灰。

（2）管子内壁结垢、外壁腐蚀。（3）管子泄漏。（4）管排变形。

（5）管子发生蠕胀现象。（6）漏风。

（7）防磨罩损坏或脱落。（8）管子磨损。

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（1）利用临修、小修对受热面进行仔细检查。（2）严格检修工艺。

11、云母水位计常见故障

云母水位计是运行人员监护汽包水位的重要测量装置，通过观察水位可以有效的帮助运行人员进行操作，保证机组安全经济的运行，防止发生汽包烧干锅或汽包满水事故的发生。故障现象：（1）云母片泄漏。（2）云母片不清晰。原因分析：

（1）汽包水位计超期运行，造成云母片老化或表体变形，形成泄漏。（2）汽包水位计在运行中多次冲洗，使云母片减薄，形成泄漏。

（3）汽包水位计长期运行，汽包内水质差，水位计云母板内有结垢现象，使光线无法透过。

（4）紧固水位计云母板时，紧力过大或不均匀使石墨垫片呲开，造成光线无法透过。处理方法：

（1）如运行中处理，隔绝系统并拆下外罩充分冷却24小时，降低水位计螺栓与螺母热应力。

（2）汽包水位计应定期检修，在机组临修、小修中应及时更换云母片，避免应超期运行，造成老化。

（3）认真检查表体，发现云母板紧固螺栓和螺母有蠕胀超标或损坏现象时，应及时更换。发现表体有严重变形或沟道应更换水位计。

（4）汽包水位计更换云母板时，应选用透光率好的云母板，避免使用茶色的云母板。（5）紧固水位计云母板压盖螺栓时，用力要适中，各个螺栓的紧力要一致。（6）定期调整水位计后彩色玻璃为合适位置。防范措施：

（1）加强云母水位计检修工艺的培训，提高职工的检修水平。（2）加强点检，出现问题及时处理。

12、中央空调系统常见故障

中央空调系统在电厂运行中启到重要的作用，在夏季和冬季保证控制室电气设备正常

9电力技术实用资料（鉴赏2015）

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（4）弹簧支吊螺杆没有调整。处理方法：

（1）弹簧加载螺栓松，需要重新调整。

（2）重新调整弹簧加载螺栓，保持压盖保持水平并上下动作灵活。（3）重新制作弹簧标记块并安装好。

（4）重新调整弹簧支吊架，保持螺杆长度合适。防范措施：

（1）加强点检，出现问题及时处理。

（2）利用临修、小修对弹簧支吊架重新进行调整。（3）提高员工检修工艺培训，严格检修工艺。

14、烟风道系统常见故障

烟风道系统由送、引、一次风及风道、烟道、烟囱及其附件组成的通风系统。烟风系统的作用是送风机、一次风机克服送风流程（包括空气预热器、风道、挡板、支撑）的阻力，将空预器加热的空气送至炉膛及制粉系统，以满足燃烧和干燥燃料的需要。通过引风机克服烟气流程（包括受热面、电除尘、烟道支撑、挡板等）的阻力，将烟气送入烟囱，排入大气。烟风系统可以根据设计需要保持炉膛的适当的压力。故障现象：

（1）人孔门漏风、灰。

（2）风道内支撑迎风面磨损严重。（3）档板门操作卡涩。轴头漏灰。原因分析：

（1）人孔门端盖钢板强度不够。密封垫损坏。螺栓强度不够。（2）煤中含灰量大。空气、烟气流速太高。（3）挡板门与风道两侧膨胀卡涩。

（4）挡板门轴头填料盒强度不够，密封调料材料少，质量差。处理方法：

（1）更换厚钢板，用石棉绳和水玻璃重新制作垫片。更换强度高的连接螺栓。（2）适当调整空气、烟气流速。对磨损严重的支撑进行更换，对磨损轻微的做好修补。（3）利用临修、小修传动挡板，切去影响的挡板。

（4）利用临修、小修重新更换轴头端盖并填加耐高温、耐磨的填料环。

1电力技术实用资料（鉴赏2015）

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流，喷口都是狭长形。

旋流燃烧器是利用其能使气流产生旋转的导向结构，使出口气流成为旋转射流，托电二期锅炉为轴向叶轮式旋流燃烧器，前后三层对冲燃烧。燃烧器有一根中心管，管中可插油枪。中心管外是一次风环通道，最外圈是二次风环形通道。这种燃烧器对锅炉负荷变化的适应性好，并能适应不同性质的燃料的燃烧要求，且其结构尺寸较小，对大容量锅炉的设计布置位置较为方便。故障现象：

（1）炉膛燃烧吊焦。

（2）燃烧器入口插板门漏粉。（3）燃烧器出口浓向分流板磨损严重。（4）燃烧器外壳有裂纹。原因分析：

（1）没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的ST温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，炉膛出口受热面管排不平整，造成受热面结焦。

（2）火焰中心偏向#1角，阻塞了喷口面积，使#1角阻力增大，发生结渣。（3）插板门安装不合适。法兰连接螺栓松动。（4）一次风流速过高。（5）燃烧器材料与设计不符。处理方法：

（1）严格按照设计煤种要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。（2）检查#1角燃烧器角度是否与其它三个角一致。（3）运行中测量各台磨风速，调整到合适的流量。

（4）利用临修、小修传动燃烧器入口二次风各挡板门是否开度一致。

（5）利用临修、小修重新调整插板门安装位置并对法兰连接螺栓重新进行热紧。（6）利用临修、小修重新更换浓向分流板。

（5）用补焊钢板的方法对有裂纹的燃烧器外壳进行加固。防范措施：

（1）加强点检，发现问题及时分析并做响应的调整。

3电力技术实用资料（鉴赏2015）

运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（2）液压调节头油管接头损坏。（3）轴承箱内部测点有松动。（4）风机轴承箱油管有损坏。（5）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：

（1）利用临修，拆下轴承箱整个转子，更换轴封骨架密封。（2）紧固液压调节头油管接头。（3）联系热工紧固轴承箱内部测点螺栓。（4）更换损坏的轴承箱油管。

（5）利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。防范措施：

（1）加强点检，发现问题及时处理。

（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。

（4）利用临修、小修对送风机进行全面、仔细的检查。

19、离心式一次风机及油站常见故障 故障现象：

（1）一次风机周期性振动超标。（2）电机润滑油站润滑油乳化。

（3）电机润滑#1油泵启动后系统压力不足联启#2油泵。（4）一次风机入口有异音 原因分析：

（1）叶轮轴向密封环铜条损坏。入口调节挡板门开度不一致。暖风器、消音器间距小造成吸风量不足。

（2）油冷却器端盖螺栓松油水连通。

（3）#1油泵出口阀门内弹簧卡涩，动作失灵。（4）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：

（1）利用临修，更换新的铜密封环，联系热工重新传动入口调节门，保持两侧开度一致。（2）检查并处理两侧调节挡板们执行机构，保持一致。

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（1）加强点检，发现问题及时处理。

（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。

（4）利用临修、小修对引风机进行全面、仔细的检查。

21、密封风机常见故障 故障现象：

（1）密封风机振动超标。（2）轴承箱轴封漏油。（3）滤网报警。原因分析：

（1）风机低部支撑框架强度不够。（2）风机轴承损坏。（3）轴承箱润滑油变质。（4）轴承轴封（毛毡）失效。（5）电机、风机地脚螺栓松动。（6）滤网堵。处理方法：

（1）在风机底座钢梁上重新加固横梁。（2）重新更换新的轴承。

（3）进一步调整轴承端盖膨胀间隙，保证轴承良好运行。（4）定期更换轴承箱润滑油及轴封毛毡。（5）检查电机及风机外壳地脚螺栓。（6）清理密封风机入口滤网。防范措施：

（1）加强点检，发现问题及时处理。

（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。

（4）利用临修、小修对密封风机进行全面、仔细的检查。

22、磨煤机及油站常见故障 故障现象：

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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理

（8）重新调整喷嘴环通流截面。重新调整磨辊加载螺栓，保持受力均匀。适当提高一次风量。

（9）定期清理或更换磨煤机密封风滤网。防范措施：

（1）利用临修、小修对磨煤机内部进行彻底的检查。（2）加强点检，出现问题及时处理。

（3）提高职工的检修工艺的培训，严格检修工艺的质量。（4）利用临修、小修对磨煤机进行全面、仔细的检查。

23、给煤机常见故障 故障现象：

（1）给煤机皮带卡涩，给煤机跳。（2）给煤机驱动马达及减速箱振动大。（3）给煤机轴承有异音（4）给煤机皮带损坏。（5）清扫链连接销磨损严重。（6）清扫电机损坏。原因分析：

（1）原煤斗有大块煤、木头、耐磨陶瓷砖卡涩给煤机。（2）给煤机驱动滚筒上的缓冲销松动。（3）轴承不定期补油造成轴承进粉损坏。（4）给煤机皮带长时间运行磨损。（5）清扫链伸长磨损连接销。（6）清扫电机骨架密封损坏。处理方法：

（1）通知输煤专业人员加强巡检，发现大煤块、木头等不合格物及时进行清理。（2）更换驱动滚筒缓冲销。

（3）更换轴承及轴护套，检查润滑脂油管是否畅通。（4）定期调整给煤机皮带，保持张紧滚筒在中间位置。

典型弓网故障分析 篇5

DCS在国内大型火力发电机组上应用始于上世纪八十年代后期，到目前为止只有十几年的运行经验。华能国际电力股份有限公司整套引进350MW机组，投资建设的南通、上安、大连、福州电厂是国内最早应用DCS的电厂。

随着火力发电机组自动化水平的不断提高，单元机组DCS系统的功能范围不断扩大。近两年新建和改造机组的单元控制室内除用于紧急停机、停炉用的后备手操外，其余操作全部依赖于DCS。因而，由于DCS本身故障引起的跳机现象时有发生。所以，如何提高DCS的可靠性作为一个重要课题摆在了从事热工自动化工作的各位人士的面前。

由于工作关系，有机会到过三十多家火电厂收资、交流或验收，接触到应用DCS的100～700MW单元机组近八十台，几乎覆盖了国内应用过的所有类型的DCS，对各种类型的DCS发生的故障有较多的了解，无论是进口DCS，还是国产DCS，尽管在原理、结构上迥异，包含的子系统也不一样多，但都或多或少地出现过一些相类似的故障，通过对典型故障进行深入细致地分析，找出故障的真正原因，举一反三，制定出防范措施，并正确地实施，可以很好地防止此类DCS故障的重复发生。本文列举了几个典型的DCS故障案例，供从事热工技术管理及检修人员参考。

二、案例一 控制器重启引发机组跳闸 2.1 事件经过

2001年11月1日，A电厂4号机组停机前有功负荷270MW，无功96MVar，A、B励磁调节器自动并列运行，手动50Hz柜跟踪备用。

14时26分，事故音响发出，发电机出口开关、励磁开关跳闸，“调节器A柜退出运行”、“调节器B柜退出运行”等报警信号发出，机组解列。对ECS控制系统检查、试验，发现#14控制器发生故障已离线，与之冗余的＃34控制器发生重启，更换了#14和＃34控制器主机板后，机组重新启动，不久，发变组与系统并列。2.2原因分析

根据历时数据分析，13时31分，#14控制器硬件故障而离线运行，热备用的#34控制器自动由辅控切为主控。14时26分，#34控制器由于通讯阻塞引起“WATCHDOG”误判断，致使控制器重启。由于控制器控制励磁调节器的方式为长信号，没有断点保护功能，#34控制器重启后，不能自动回到断点前的状态，导致A、B调节器自动退出运行，手动50Hz柜自动投入。由于发电机失磁，发电机端电压下降，导致厂用电源电压降低，手动50Hz柜输出电压继续降低，手动50Hz柜投入后发电机没有脱离失磁状态，直至切除励磁装臵，造成发电机失磁保护动作，发电机出口开关跳闸。#14控制器和#34控制器控制发变组设备，包括厂用电切换的备自投继电器接点BK，#34控制器重启后，BK自动复位，继电器接点断开，BK投到退出位臵，造成6KV电源开关6410、6420开关自投不成功。2.3防范措施

2.3.1将故障控制器更换。后来制造厂确认这一批主板晶振存在问题，同意免费更换，利用停机机会更换4号机组所有控制器主板。

2.3.2增加任一控制器、I/O卡、通讯卡离线报警功能。2.3.3程序内部“WATCHDOG”的时间设臵太短，易造成误判断，对所有控制器进行软件升级。

2.3.4调节器AQK、BQK方式开关和厂用电备自投BK开关组态图增加断点保护功能，防止控制器自启动后，励磁调节器和厂用电自投开关退出运行。

2.3.5检查ECS系统的所有组态，对存在以上问题的逻辑进行修改。

2.3.6联系调节器厂家，使调节器内部可以作到运行状态自保持，将控制器控制调节器的方式改为短脉冲信号控制。2.6.7在ECS内增加手动50Hz柜输出电压自动跟踪功能。

三、案例二在线传代码致使机组解列 3.1事件经过 2002年7月12日，B电厂＃5机组监盘人员发现机组负荷从552MW迅速下降，主汽压力突升，汽轮机调门开度，由原来的20%关闭到10%并继续关闭，高调门继续迅速关闭至0%，机组负荷降低至5MW，运行人员被迫手动紧急停炉，汽轮机跳闸，发电机解列。3.2原因分析

DCS与汽轮机控制系统分别由两家国外公司制造，两系统差异较大，通讯问题没有很好地解决，存在一些难以消除的缺陷。热控人员在DCS工程师站上向负责DCS与汽轮机控制系统通讯的PLC传送通讯代码时，DCS将汽轮机阀位限制由正常运行中的120%修改为0.25%，造成汽机1、2、3号调门由20%关闭至0%，机组负荷由552MW迅速降至5MW。3.3 防范措施

3.3.1机组运行期间，禁止DCS传代码工作。

3.3.2机组停运期间，DCS传代码时，应经运行班长同意，并做好安全措施。

3.3.2将DCS操作员站对汽轮机控制系统操作员站画面进行操作的功能闭锁，但在DCS操作员站上仍能监视到汽轮机控制系统的信息。

四、案例三 DCS工作站时钟混乱引发DCS失灵 4.1事件经过： 2001年 8月3日，C电厂2号机组负荷200MW，#1至#9控制器处于控制方式，#51至#59控制器处于备用方式。8时23分，各控制器依次发NTP报警，历史站报警窗口显示如下： Aug 3 08：

3：

drop7

＜

7＞

NTP

：too many recvbufs allocated（30）Aug 3 08：

：

drop4

＜

＞

NTP

：too many recvbufs allocated（30）………

8时26分，#2控制器脱网，#52控制器切为主控；11时05分，#52控制器脱网；13时39分，#7控制器脱网，#57控制器切为主控，在#7控制器向#57控制器切换瞬间，由该控制器控制的A、B磨煤机跳闸；15时11分，#9控制器脱网，#59控制器切为主控，在#9控制器向#59控制器切换瞬间，由该控制器控制的E磨煤机跳闸；15时51分，#1控制器脱网，#51控制器切为主控，在#1控制器向#51控制器切换瞬间，由该控制器控制的A引风机动叶被强制关闭。

15时22分，重启操作员站drop213（备用时钟站），NTP报警未消失；15时35分，重启历史站，NTP报警未消失；15时59分，重启工程师站（主时钟站），NTP报警基本消失；16时09分，重启历史站，16时30分，系统恢复正常。4.2原因分析

NTP软件的作用就是维持网络时钟的统一，主时钟设臵在工程师站上，备用时钟设臵在操作员站上。控制器脱网原因为主时钟与备用时钟不同步造成系统时钟紊乱，从而造成NTP报警导致控制器脱网。

NTP故障的原因有两种可能，一种是主频为400MHz工作站，不同于1号机组的270MHz(SUN公司在400MHz工作站上对操作系统有较大改进)工作站，2号机组所用的1.1版本软件在400MHz工作站上未测试过，不能确保1.1版本软件在此配臵上不出问题。另一种是主时钟与备用时钟不同步，在8月3日控制器脱网后，曾发现Drop214的时钟比其它站快了2秒, 当时Drop214的画面调用速度较慢，经重启后正常，并且NTP时钟报警是在系统运行73-75天左右才出现的，估计是系统时钟偏差积累到一定程度后导致主、备时钟不同步，而引起系统时钟紊乱，最终导致控制器脱网。

NTP时钟故障使控制器脱网，处理不及时会使报警的控制器依次脱网，从而导致整个控制系统瘫痪。4.3防范措施

4.3.1根据本次故障现象，制造商将软件由1.1版本升级为1.2版本。

4.3.2为确保控制系统可靠运行，定期重启主时钟和备用时钟站。4.4 D电厂5号机组在2002年试运期间曾发生DCS时钟与GPS时钟不同步，引发DCS操作员站失灵事件。由于网 上传送的数据均带时间标签，时钟紊乱后会给运行机组带来严重后果，基本情况与C电厂2号机组类似。采取的措施是暂时断开GPS时钟，待软件升级和问题得到根本解决后，再恢复GPS时钟。

五、案例四 CABLETRON集线器总通讯板故障导致MFT误动 5.1事件经过

2002年 1月1日，E电厂1号机组负荷250MW，#51至#59控制器处于控制方式，#1至#9控制器处于备用方式，A、B、C、E、F磨煤机运行。18时57分，所有磨煤机跳闸（直吹炉），MFT动作，机组跳闸。5.2原因分析

经分析，确认是DCS集线器的总通讯板故障，导致连在其上的所有控制器同时发生切换，在控制器向备用控制器切换过程中，#

57、#

58、#59控制器PK键信号误发（这三个控制器属FSSS系统），即CRT上“磨煤机跳闸按钮”的跳闸和确认指令同时发出，使所有磨煤机跳闸，导致MFT动作。5.3防范措施

CABLETRON集线器属于早期产品，目前在市场上购买备件已比较困难，采用CISCO集线器来取代CABLETRON集线器。

六、案例五 冗余控制器失灵造成机组跳闸 6.1事件经过

2003年3月23日，F电厂＃3机组停机前电负荷115MW，炉侧主汽压9.55MPa，主汽温537℃，主给水调节门开度43%，旁路给水调节门开度47%（每一条给水管道均能满足100%负荷的供水），汽包水位正常；其它各参数无异常变化。

监盘人员发现锅炉侧部分参数显示异常，各项操作均不能进行，同时炉侧CRT画面显示各项自动已处于解除状态。调自检画面发现#3控制器离线，#23控制器处于主控状态。运行人员立即联系热工人员处理，同时借助汽机侧CRT画面监视主汽压、主汽温，并对汽包电接点水位计和水位TV加强监视，主汽压在9.0～9.6MPa波动、主汽温在510～540℃波动、汽包水位在+75～-50mm波动，维持运行。

几分钟后，热工人员赶到现场，发现#3控制器离线、#23控制器为主控状态，但#23控制器主控下的I/O点（汽包水位、主汽温、主汽压、给水压力、等）均为坏点，自动控制手操失灵。经过多次重启，#3控制器恢复升为主控状态。在释放强制的I/O点时，监盘人员发现汽包水位急剧下降，就地检查发现旁路给水调节门在关闭状态，手动摇起三次均自动关闭，汽包水位TV和显示表监视不到水位，手动停炉、停机。6.2原因分析

根据能追忆到的历史记录分析，可以推断#3控制器（主控）故障前，#23控制器（辅控）因硬件故障或通讯阻塞，已经同I/O总线失去了通讯。当#3控制器因主机卡故障离线后，#23控制器升为主控，但无法读取I/O数据，造成参与汽水系统控制的一对冗余控制器同时失灵，给水自动控制系统失控，汽包水位保护失灵。在新更换的＃3控制器重启成功后释放强制点的过程中，DCS将旁路给水调节门指令臵零（逻辑如此设计是为了在控制器故障时，运行机组向更安全的方向发展），关闭旁路调节门。而旁路调节门为老型号的阀门，相当于解除了自保持的电动门（接受脉冲量信号），切手动时不能做到电气脱扣，因此，紧急情况下不能顺利打开，造成汽包缺水。6.3防范措施

6.3.1更换#

3、#23控制器主机板，同时考虑增加主机板的备品储备。

6.3.2增加通讯卡，使控制器与I/O卡之间的通讯为冗余的。6.3.3对所有控制器、I/O卡、BC卡的通讯进行监测，增加脱网逻辑判断功能，生成报警点并进行历史记录。一旦控制器工作异常，可及时报警并处理。

6.3.4增加控制器超温报警功能，在控制器出现故障之前可以采取措施，将事故消灭在萌芽之中。

6.3.5汽包水位等重要调节、保护系统的输入信号，一般应为三路相互独立的信号，通过分流器将这三路信号变成六路信号，分别进六块端子板和AI卡件，送入两对控制器，一对控制器用于调节、保护，另一对控制器只参与保护。这样可以很好地解决一对冗余的控制器同时故障时，重要保护失灵的问题。

6.3.6更换重要自动调节系统的执行机构，使之具有完善的操作功能。

6.3.7 DCS失灵时，若主要后备硬手操或监视仪表不能维持正常运行，运行人员应立即停机、停炉。

6.3.8关闭MIS系统接口站中的所有硬盘共享功能，确保DCS系统同MIS系统只具备单向通讯功能。

七、结 束 语

以上案例只是在一定范围内发生的DCS故障的几个比较典型案例，即使将这些案例的反措全部应用到每套DCS中去，也不能避免DCS故障的再次发生。在更大范围内，由DCS故障引发的停机事件也不会太少，有些事件肯定会涉及到控制器负荷率高、网络通讯负荷率高等问题，由于目前还没有有效的手段监测控制器负荷率和网络通讯负荷率，找出这类事件的根本原因还有一定的难度，因此，消除这类缺陷也比较困难。

典型弓网故障分析 篇6

一、华为公司MA5616 语音业务单通故障

故障现象：MA5616语音业务为私网地址，开通后业务正常，突然出现电话业务单通

故障原因：由于现网ONU部分为公网地址，部分为私网地址，私网地址ONU和公网ONU互访时，中兴的媒体网关无法相互切换，导致业务单通；

解决办法：

1、在ONU上添加默认路由，默认路由指向私网路由网关，同时在ONU上添加公网静态路由，使得网管能够正常管理ONU设备。

操作步骤：

在全局模式下：

1、删除原有默认路由：undo ip route 0.0.0.0 0.0.0.0

x.x.x.x(原公网网关地址)； 添加私网默认路由：ip route 0.0.0.0 0.0.0.0 x.x.x.x(私网网关地址)；

3、添加公网管理静态路由：ip route 124.224.0.0 255.255.0.0

x.x.x.x(原公网网关地址)

Ip rou 218.95.0.0 255.255.0.0

x.x.x.x(原公网网关地址)

二、华为公司同一PON下MA5616电话无法互拨故障

原因：两台MA5616语音IP处于同一网段，且工作在内部转发模式下，媒体流不会匹配路由表，而是发起ARP直接找寻对端MA5616 MAC地址，但是由于在OLT上语音vlan类型为smart，2层隔离，导致语音不通。

解决办法：

有三种解决方案，可根据实际情况选择最适合实际情况的方法： 方法一：在OLT上打开arp代理，但是这样要占用局方IP地址资源。方法二：在OLT上关闭2层隔离功能，但是这样会导致广播域过大。

方法三：在MA5616上通过 system parameters 5 1 命令配置系统参数，将语音媒体流转发方式改为外部转发模式。

因此建议采用方法三.在全局模式下，配置system parameters 5 1 即可

三、华为公司MA5616下挂POS无法刷卡故障

原因：该问题导致POS机刷卡失败，说明如下：

（1）中兴软交换给MA5616下发的H.248信令里，下发流模式（MO=SR）延时1.5秒左右，导致有1.5秒左右的媒体流不能传送动对端网关。

2、解决方案

针对上述原因，解决方法如下

（1）中兴软交换提早下发流模式为SR。在下发远端SDP信息时就将流模式设置为SR。

（2）MA5606、MA5616T上修改参数，使POS机刷卡的通道关闭EC。命令如下：

MA5606T，MA5620E/G（305版本）的命令：

MA5606T(config)#esl user

MA5606T(config-esl-user)#mgpstnuser attribute set 框/槽/端口 bell_ans enable

MA5616，MA5610，MA5620，MA5612，MA5620E/G（307版本）的命令：

MA5616(config)#dsp-para-template add bell_ans 1 1 0 2 1

MA5616(config)#esl user

MA5616(config)#service-num add

bell_ans

注释：对于

，该用户的POS机拨打的号码是：4008998888，对于其他地方、其他银行的POS机，要从H.248信令里看一下，这个号码是不一样的。

还有，这个号码必须和数图完全比配，不能是部分匹配。当遇到不完全匹配的情况时，要检查H.248接口软参13是否设置为1：

MA5606T(config-if-h248-0)#display mg-software parameter 13

如果不是1，请设置为：

MA5606T(config-if-h248-0)#mg-software parameter 13 1

我这次做的措施就是方法2，我分析后的号码为：4008998888，做了如上操作后，问题解决。

四、对于MA5616下挂用户拨号678简单定位办法

处理步骤：

1、设备挂死导致用户拨号678，解决办法，登陆设备，进入全局模式下重启设备；

2、若重启设备后，问题依然存在，则做如下处理；

A、查看本机的MAC地址，在PC机CMD模式下，输入ipconfig/all命令，能够查看到

PC机的MAC地址；

C:Documents and Settingsuser>ipconfig/all

Ethernet adapter 本地连接:

Connection-specific DNS Suffix.: huawei.com

Description...........: Broadcom NetXtreme 57xx Gigabit Cont roller

Physical Address.........: 00-21-70-96-59-6F（PC的MAC地址）

Dhcp Enabled...........: Yes

Autoconfiguration Enabled....: Yes

IP Address............: 10.147.65.74

Subnet Mask...........: 255.255.255.0

Default Gateway.........: 10.147.65.1

DHCP Server...........: 10.147.65.1

DNS Servers...........: 10.72.255.100

B、将PC连接上猫，拨号，进入MA5616的全局模式下，执行： Display mac-address命令，操作步骤如下：

Changchenghuayuan_28#(config)#display mac-address all

{ || }:

Command:

display mac-address all

-------------------------

TYPE

MAC

MAC TYPE

F/S

VLAN ID

-------------------------

epon

0025-9ee6-477a

dynamic

0/0

TLS

adl

00-21-70-96-59-6F

dynamic

0/1

289

epon

286e-d400-1b28

dynamic

0/0

TLS

epon

286e-d400-1925

dynamic

0/0

TLS

-------------------------

Total: 7

Note : Include only static and dynamic mac-address

若在该视图下，能够找到PC机的MAC地址，则基本可以确定MA5616到用户端PC外线没有故障；

若在该视图下，不能够找到PC机的MAC地址，此时最好去排查外线，确认为何用户拨号的数据到不了MA5616；

C、在MA5616上能够学习到拨号PC的MAC地址，则登陆MA5680T ,在全局模式下 执行display location x.x.x.x(拨号PC的MAC地址)命令

具体步骤如下：

BEIYUAN_MA5680T(config)#display location 00-21-70-96-59-6F

It will take several minutes, and console may be timeout, please use command

idle-timeout to set time limit

Are you sure to query MAC address location ?(y/n)[n]:y

------------

SRV-P BUNDLE TYPE MAC

MAC TYPE F /S /P VPI VCI

VLANID

INDEX INDEX

------------

------------

Note: F--Frame, S--Slot, P--Port, VPI indicates ONT ID for GPON and EPON，VCI indicates GEM Port index or GEM PortID for GPON, v/e--vlan/encap，pri-tag--priority-tagged, ppp--pppoe, ip--ipoe

若在该视图下，能够找到PC机的MAC地址，则基本可以确定OLT至用户端PC网络正常，此时应该去检查OLT上行网络问题

若在该视图下，不能够找到PC机的MAC地址

，则基本可以确定OLT至ONU之间的光路存在问题；此时需要在OLT上查看该ONU是否在线，运行状态是否异常；

五、MA5616侧外线测试命令

IANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F#switch

language-mode

当前语言模式已切换到本地语种

JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F#config

JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config)#test

JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config-test)#?

--------------

test 模式命令：

--------------

display

显示相关信息

pots

模拟用户测试

quit

退出当前命令模式进入前一级命令模式，也可以退出配置环境

return

退出当前命令模式进入Privilege模式

switch

切换语种模式

JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config-test)#pots

?

--------------

test 模式命令：

--------------

circuit-test

内线自诊断测试

frame-loopline-adjust 外线测试获取校准值

loop-line-test

外线测试

loop-line-threshold

线路测试判据

JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config-test)#pots

loop-line-test 0/2/1

{ |busy }:

命令：

pots

loop-line-test 0/2/1

机框 0 槽位 2 端口 1(电话号码 5196712 MG接口号 0 终端标识号 A1)

正在测试, 请稍候......JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config-test)#

测试端口

: 0/2/1

电话号码

: 5196712

MG接口号

: 0

终端标识号: A1

-----------------------

测试项目

结果

-----------------------

A->地 交流电压(伏特)

0.771

B->地 交流电压(伏特)

1.774

A->B 交流电压(伏特)

1.003

A->地 直流电压(伏特)

5.031

B->地 直流电压(伏特)

-2.045

A->B 直流电压(伏特)

7.076

A->地 绝缘电阻(欧姆)

>10M

B->地 绝缘电阻(欧姆)

>10M

A->B 绝缘电阻(欧姆)

10.000M

A->B 环阻

(欧姆)

7.963M

A->B反极性电阻(欧姆)

10.000M

A->地 电容

(微法)

0.005

B->地 电容

(微法)

0.000

A->B 电容

(微法)

0.457

定性结论

正常

-----------------------

JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config-test)#pots ?

--------------

test 模式命令：

--------------

circuit-test

内线自诊断测试

frame-loopline-adjust 外线测试获取校准值

loop-line-test

外线测试

loop-line-threshold

线路测试判据

JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config-test)#pots circuit-test

0/2/1

{ |busy }:

命令：

pots circuit-test

0/2/1

机框 0 槽位 2 端口 1(电话号码 5196712 MG接口号 0 终端标识号 A1)

正在测试, 请稍候......JIANFAGUJIGONGYU_B_8_MA5620E_F(config-test)#

测试端口

: 0/2/1

电话号码

: 5196712

MG接口号

: 0

终端标识号: A1

------------------------

测试项目

结果

------------------------

数字电压:

正常

供电低电压:

正常

供电高电压:

正常

供电正电压:

正常

环路电流:

正常

馈电电压:

正常

铃流电压:

正常

铃流频率:

正常

A对地电压:

正常

B对地电压:

正常

------------------------

馈电电压(V):

-47.260

铃流电压(V):

49.770

环路电流(mA):

24.000

------------------------

摘机检测:

正常

收号检测:

正常

截铃检测:

正常

话路检测:

正常

挂机检测:

正常

------------------------

典型弓网故障分析 篇7

机车信号机将轨道电路中表示占用的低频码信息通过接收线圈接受, 通过机车信号机主机分析处理后, 送到机车信号机的显示装置显示, 作为行车许可提供给司机, 同时送到LKJ列车运行监控记录装置中显示在LKJ列车运行监控记录单元的显示器上, 同时作为LKJ生成速度曲线的重要参数参与运算。

1 JT1-CZ2000型机车信号机的原理介绍

JT1-CZ2000型机车信号机包括显示机构、主机箱、接收线圈、接线盒四部分组成。

1.1 显示机构

为了提高显示器的可靠性, JTI-CZ2000型机车信号系统使用双面8色灯LED机车信号显示器或双面点阵式显示器。采用LED作为发光体, 克服了传统的机车信号机泡显示器在振动情况下长时间使用, 点灯显示的不断转换和新的机车信号信息定义标准中闪光信号带来的电源通断, 容易造成灯泡断丝及现场使用的灯泡功率不等, 种类多, 功耗较大, 质量参差不齐等缺陷。其光谱纯, 发光柔和, 抗震性强, 可靠性高, 耐压高。安装方式及安装尺寸与原八显示机车信号机兼容。同时显示器内部电路采用冗余措施, 防止单点故障而造成的完全无显示。完全符合作为主体性机车信号机的使用要求。

1.2 主机箱

主机箱包括主机板、信号记录板、电源板、连接板四部分

主板机是主机的核心部件。主机板完成信号的接收及输出工作, 两块主机板完全相同, 与接线盒的双套电源、双路接收线圈构成双套切换等功能。

记录板上插有能实时记录机车运行过程中各种动态信息的大容量的CF卡和用于完成信息转录的USB插口。

两块电源板电路基本上相同, 构成双套电源供电。

连接板主要是实现电源的分配, 主机A和主机B的自动或人工切换对主机、电源及上下行工作状态的监督等。

1.3 接收线圈

双路接线盒接收线圈, 保证信息冗余, 符合故障安全原则, 可以满足JT1-CZ2000型机车信号机作为主体型机车信号的要求。

机车信号系统中任何部分故障都可能导致机车信号输出异常。当出现异常时, 维修人员应对具体的现象进行调查和分析, 如是个别机车发生还是多台机车发生, 是固定地点发生还是随机发生等。

1.4 接线盒

作为主体化机车信号的车载设备的电源转换装置, 机车信号接线盒把机车上的110V电源通过滤波及转换变化成供主机工作的相对稳定的50V电源, 并把各路信号在接线盒的端子排进行汇流。

2 故障定义

机车信号故障是指机车车载设备不可能可靠接收地面的发码信息或机车车载设备的显示与地面发码信息不一致, 影响机车正常工作的事件。

当机车车载设备发生以下事件时列机车信号故障:

(1) 机车信号机灭灯或在机车运行方向设置正确情况下进入地面发码区段而机车不接码;

(2) 机车信号主、副机构显示不一致, 或显示不明;

(3) 区间通过信号机显示稳定灯光, 机车信号机连续跳闪超过下一个区间或一个交路中多次发生信号跳闪。

3 设备故障处理流程

JT1-CZ型机车信号系统维护做到以下几点:

(1) 通过机车信号记录器记录的数据进行一般分析, 初步确定故障类型。

(2) 使用便携式机车信号测试仪对车载系统进行测试, 初步判断故障地点。

(3) 在室内利用机车信号测试台检查和测试主机是否工作正常。

(4) 根据电路图测试接线是否良好, 维护电源电路, 更换故障元件。

(5) 用万用表测量线圈电阻, 用兆欧表测量线圈绝缘电阻, 确定接收线圈是否工作良好。

(6) 根据机车信号电路图检查内部电路是否完好, 更换电路内部器件。

(7) 对记录器记录的地面信息波形进行分析。通过对波形幅度、频率及其他参数的分析判断地面轨道电路信号是否正常。

(8) 用机车信号微机测试台或其他仪器测试机车信号的各项指标。

(9) 主机内部故障定位:主机故障后确定是主机板故障、连接板故障还是机箱内部配线故障。可用分析方法或电路板替换方法确定并排除故障。

(10) 主机板输入电路维修, 掌握主机板输入电路工作原理及各点输出波形参数, 进行输入电路的故障判断及修复。

(11) 主机板故障判断, 掌握故障代码显示器的故障说明, 根据故障代码显示的内容进行故障判断与处理。

4 典型故障案例分析

1) 故障现象

监控显示与机车显示不一致的故障分析

监控装置作为保安设备, 依据机车信号的点灯条件, 并结合车辆编组等情况给出相应的速度等级进行限速控制, 以防止列车越过关闭的地面信号机。如果监控装置与机车信号显示不一致, 特别是出现信号升级的情况下, 将会发生不可预想的后果。

2) 故障分析

机车次信号输入50V电平信号后, 通过X22-X23连线, 然后通过光电隔离后再并行接入数字量输入插件进行电平转换和光电隔离, 送到数据总线, 供监控记录插件读取。

(1) 如果机车信号显示正常, 监控装置无任何信号显示时, 应检查监控设备与机车信号的X22-X32连线是否连接正确, 有无断线情况, 在X32插头的1#、2#测量有无50V电压, 如果没有则联系机车信号人员进行处理。

(2) 如果监控装置 (见图3) 某一灯位与机车信号显示不一致时, 应检查X32插头 (其中3#--10#为点灯信号, 1#为地线) 上相应灯位的50V电压是否偏低或者有无50V电压。如果检查测试电压正常, 则观察数字量输入插件上的相应的灯位指示是否正常, 如果不正常则按原理分析中的处理方法对应灯位进行测量, 或者更换数字量输入插件。

(3) 如果更换数字量输入插件后, 故障仍未恢复, 则更换监控记录插件, 故障则可恢复。

如果机车信号显示正常, 而监控装置无任何信号显示, 多为机车信号条件地线断线或接触不良所致。如果某一个信号灯不显示或显示与机车信号显示不一致, 多为连线出故障或数字量输入插件上的某一通道故障。

5 结论

通过设备原理分析故障的方式, 不仅可以减少故障处理时由于误操作而造成的故障升级, 同时可以节约故障处理所需要的时间, 满足高效快速定位并排除故障, 恢复系统正常运行的需求。

摘要：机车信号是确保行车安全和提高行车效率的列车运行控制系统关键车载技术装备之一。在我国机车信号自20世纪80年代铁路迅速普及, 技术水准不断地提高, 对于行车安全起到了非常显著的作用, 已经成为列车运行控制系统不可或缺的组成部分。

关键词：机车信号机,典型故障,故障分析

参考文献

[1]张铁增.列车运行控制系统.北京:中国铁道出版社.2012.

[2]中国人民共和国铁道部.铁道信号维护规则技术标准.北京:中国铁道出版社.2006.

典型弓网故障分析 篇8

关键词：逆变装置；闭环控制；光缆；整流回馈；开环控制

中图分类号：TM921 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 (2012) 10-0179-01

一、引言

西门子6SE70系列变频器在现代化企业中应用非常广泛。由于西门子公司内部对变频器相关资料保密，致使变频器发生故障后处理起来比较繁琐，日常维护过程中走了不少弯路。有些不常见的故障业内人士根本无法处理，只能求助西门子客服人员。严重影响现代化企业的正常生产。通过对首秦金属材料有限公司4300mm热轧生产线上西门子6SE70系列变频器近6年的维护经验，总结出一些日常故障排查方法供大家参考。

二、典型故障现象

传动装置采用的是速度闭环控制系统，通过编码器进行反馈。在运转过程中电流出现较大波动，但速度没有变化。首先我们检查电机转速，排除了电机在弱磁区工作。然后更换编码器，故障仍然没有消除。用摇表测量电机对地绝缘正常，测量电压，三相平衡。初步判断为触发回路故障。我们对变频器进行检查，变频器断电5分钟后方可检查。（平波电容上仍然有高压电）

三、测试

IGBT测试

（一）极性判断

选择万用表的电阻档位，测量时如果IGBT的任意一极与其它两极的电阻值均为无穷大，互调表笔后该极与其它两极的电阻值仍为无穷大，判断该极为栅极。用万用表测量余下的两极，如果互调表笔后测量电阻值由无穷大变到较小，那么在测量电阻值较小的那次中，判断红色表笔的一极是集电极，黑色表笔的一极是发射极。

（二）好坏判断

选择万用表的二极管档位，先将红色表笔连接到变频器直流母线的D端子，黑色表笔依次连接变频器的三相输出端子。再将黑色表笔连接到变频器直流母线的C端子，红色表笔依次连接变频器的三相输出端子。正常值应为0.3-0.5V压降。如果万用表显示值为0V。说明这相IGBT中的二极管短路。如果万用表显示值为无穷大，说明这相IGBT的二极管断路或变频器中直流母线快熔损坏。选择万用表的电阻档位，测量变频器输出侧相间电阻阻值应大于兆欧。如果阻值非常小，那么IGBT有可能损坏。

四、模拟运行

具体步骤如下：

1.模拟运行前确保变频器IGBT良好。

2.变频器X9端子及C，D端子均接24V电源。

3.参数设置P372=1，P366=1。

4.启车，将变频器给定频率逐渐加大到50Hz。

5.选择万用表交流电压档，依次测出变频器三相输出相间电压，正常值应为AC17V—18V。

五、传动系统送电前检查

具体步骤如下：

1.确认变频器内部参数设置及外部相连硬件均无问题。

2.送电。

3.做电机识别到PI15=2。

4.先采用P100=1的开环控制，再采用P100=4的闭环控制。

5.使用电流卡表实测变频器三相输出电流。

6.确认以上几步均无问题后送电试车。

六、其它常见故障

（一）报F006/F008(过压/欠压)故障处理方法

1.过压。（1）检查电源电压是否高于该装置的电源电压范围。（对于一些不经常出现过压情况的装置）。（2）变频器在无回馈的方式下运行，且该装置未装制动单元。在变频器停止过程中，多余的电能不能反馈到电网，且不能通过制动单元得到消耗。装置会出现F006过压情况。（经常出现该情况，建议加装制动单元）。（3）增大P464减速时间。装置在停车过程中，如果停车时间过短，多余的电能不能完全转化成其它形式的能量（根据能量守恒定律），装置会出现过压情况。所以增大减速时间，使多余的电能有足够的时间转化成其它形式的能量，可以避免过压发生。（4）对于不带整流回馈单元且没有制动电阻的变频器，将P515置1，激活Vdmax调节器，可以限制直流母线电压到最大允许值。这样可以避免一些过压情况。（5）对于不带测速机的变频器，减小P526捕捉再启动的搜索速度，可以避免一些过压情况。（6）在矢量控制情况下（P100=3、4、5），减小P259允许回馈的最大有功功率，可以避免一些过压情况。（7）对于带整流回馈单元的装置，逆变器出现过压情况，且电源电压正常。建议查看整流回馈单元的回馈使能是否被激活。（P572=1回馈使能被激活）。回馈使能不被激活，等于回馈装置没有投入运行，会出现过压情况。

2.欠压。（1）检查电源电压是否低于该装置的电源电压范围。（2）对于带整流回馈单元的装置，逆变器出现欠压，查看整流单元是否先于逆变器投入到电网。

（二）报F011故障的原因

（1）变频器输出是否有短路或接地。（2）变频器负载太大。（3）电机与变频器不匹配。（4）动态要求过高，参数设置不当。（5）变频器内部存在干扰。（6）变频器功率部分损坏。（7）电流检测回路出现问题（电流互感器、电流采样板及功率板等）。

七、结束语

变频器在灰尘与潮湿的环境中容易损坏，当变频器长时间不启动后，粘在控制板上的灰尘及粉状金属物与空气中的水蒸气凝结，形成一层容易导电的导体。送电后变频器控制板容易导电烧损。变频器最好安装在封闭、凉爽、干燥的房间里，或在变频柜内装有过滤网，尽量避免尘土及水蒸汽进入。维护人员要定期清洁控制板及散热器上的灰尘，减小形成导电灰尘的可能性。长时间不用的变频器在送电前一定要用电动风葫芦进行吹扫。变频器产生的噪声与开关频率有关，通常采用在变频器输人输出侧连接滤波器。变频器安装要牢固，运行中的变频器不能震动过大。西门子6SE70变频器广泛应用于现代化企业，稳定性好，适用领域强。日常维护过程中总结出一些日常故障排查方法，供业内人士参考。

参考文献：

[1]SIMOVERT MASTERDRIVES使用大全.北京:西门子电气传动有限公司