KR脱硫铁水预处理系统设备故障分析与改进4

第一篇：KR脱硫铁水预处理系统设备故障分析与改进4

KR脱硫铁水预处理系统设备故障分析与改进

高永福1 赵晓斌1 汪三波1 计德政1 王兴东2 刘源泂2

（1 武汉钢铁有限公司炼钢总厂，湖北 武汉 430083 2

武汉科技大学机械自动化学院，湖北 武汉 430081）

摘要：本文针对某炼钢厂KR法脱硫工艺过程及主要设备特点，对其关键设备脱硫倾翻铁水车在生产中出现的故障进行分析，通过对倾翻机构动力学及车载驱动油缸的液压系统等分析找出原因，进而采取相应措施取得良好的效果，保障了正常生产。

关键词：KR铁水脱硫，倾翻铁水车，倾翻油缸，设备故障 中图分类号：TH137 文献标识码：A 引言

随着钢铁工业技术的发展，转炉实现铁水预处理—顶底复合吹炼—钢水炉外精炼—连铸机—热送热装连续轧制，已经被证明是高效、优质、低耗的优化工艺路线。实践证明，炉外铁水脱硫预处理使转炉采用低硫铁水冶炼，减轻转炉冶炼和炉外精炼的脱硫负担，石灰消耗减少，减少喷溅和渣量，提高金属收得率和生产效率，同时提高了钢水质量，扩大品种范围，增强市场竞争能力，是最为经济合理的优选工艺[2]。

如图1所示，铁水倾翻车是KR脱硫铁水预处理工艺环节中的关键设备之一，它的主要作用是在铁水的搅拌脱硫及前后两次的扒渣过程中实现铁水罐的平稳倾翻，不得振动溢出铁水。扒渣时利用两个油缸同时驱动实现倾翻，由于负载较大，所以该液压系统回路采用了液控单向阀与节流阀串联来控制液压缸速度，并利用液控单向阀锁紧性能，实现铁水包倾翻停止准确、安全定位的目的[3,4]。从该车现场使用来看，由于其液压系统多次发生故障，已严重阻碍了生产的顺行。本文脱硫倾翻铁水车在生产中出现的故障进行了深入分析，通过对倾翻机构动力学及车载驱动油缸的液压系统等分析找出了原因，采取了相应措施，取得良好的效果。

[1]

图1 320t铁水倾翻车现场照片

1铁水脱硫工艺及倾翻车故障描述

铁水脱硫预处理工艺流程及主要设备如图2所示，不难看出倾翻车的正常运行是脱硫正常生产的重要保障。铁水倾翻车的结构图3所示，其行走动作靠电机配减速机驱动，倾翻动作靠液压驱动油缸实现，并且两个驱动油缸有同步马达。在运行台车的上有铁水包装载槽的翻转台架，翻转台架的前部设置有由装配于翻转台架下面的弧形齿圈与固定于称量台架上面的齿条组成的销齿啮合式弧形辊道，在翻转台架的后部设置有上端与翻转台架铰接、下部经耳轴与称量台架相连接的驱动油缸。整个倾翻车具有启动平稳，结构紧凑，噪音小及可频繁快速的启制动等优点。并能根据扒渣工艺要求利用液压锁紧，稳定保持在合适的旋转角度处，以保证运送铁水、车上倾翻铁水工作的安全进行。

高炉铁水320t混铁车铁水罐2条停放线4台铁水倾翻车350/80t吊车合格转炉测温/取样/称量倾翻扒渣车扒渣渣罐渣罐车喷枪搅拌头升降装置测温/取样/称量倾翻扒渣机扒渣倾翻确定下料量脱硫剂槽罐车高架式料仓渣罐渣罐车脱硫站脱硫倾翻

图2铁水脱硫预处理工艺流程及主要设备

d铁水包装载槽翻转台架装载槽驱动油缸齿圈齿条油缸耳轴G运行台车 图3脱硫铁水倾翻车结构简图

但近期倾翻车使用过程中频繁出现故障，主要表现在两个倾翻的驱动油缸轴头经常漏油，结合在更换油缸过程中的分析，总结具体的故障表现形式有：1）油缸密封损坏；2）油缸活塞杆拉伤，缸体也有拉伤；3）油缸耳轴与钢制轴套（以下简称钢套）配合过紧，导致该油缸现场更换超过8小时，并且钢套出现磨损严重、破裂现象；4）油缸活塞杆有径向变形；5）油缸耳轴断裂。这些问题严重影响了脱硫的正常生产，也留下造成重大事故的安全隐患。2倾翻驱动系统动力学分析

结合现场实际情况对倾翻机构进行运动与受力分析（见图4），油缸在压力油的作用下活塞杆推动 铁水罐上升（下降），在上升的过程中，油缸耳轴转动。此时油缸耳轴受剪切应力[]′和扭转切应力[]。而满足许用剪切应力[]′要求是结构设计依据，即根据油缸所承受的最大载荷对耳轴的强度进行效验满足要求。结合故障3）、4）分析可知，耳轴在转动时，如果转动灵活，应力应平均分布在耳轴面上；但现场选用钢套且配合过紧，长期使用易出现卡死，此时轴套受到的扭矩，容易在耳轴同液压缸缸体连接焊缝处引起应力集中，导致疲劳断裂。

P1CGTAP2B 图4驱动油缸受力简图

假设耳轴与钢套为过盈配合，此时每个耳轴受到的最大扭矩为：

TGdsin（1）

式中T为油缸耳轴承受的扭矩；G为铁水罐重力；d为罐径；为旋转角度。当45时，重力产生的扭矩也最大。因此取极限情况：G2800KN，d4.0497m，45，代入（1）得Tmax15904KNm。许用焊接切应力条件为：

max2T(Ra)[(Ra)R]44[]

[5]

（2）

式中max为耳轴焊接处受到的最大切应力；[]为许用焊接切应力，取[]180MPa轴半径，取R50mm；a为焊接厚度，取a5mm。

代入（2）得：max192.11MPa[]，不满足要求。

；R为油缸耳故结合现场情况分析可知，由于钢套润滑不良和安装配合过紧，长期使用导致耳轴卡死，从而受到扭矩过大引起断裂，即故障5）。3 故障分析及改进措施

结合故障1）、2）进一步对驱动油缸的液压系统进行分析。如图5所示，脱硫倾翻车两升降油缸同时工作，在液压系统中要求同步。同步回路是靠带有附加辅助回路的两联同步马达（图5中虚线范围）来实现的，附加辅助回路包括两个单向阀1、3和两个溢流阀2、4，两个马达之间用一根轴联动。当马达开始工作，一个油缸先达到终点，而这条油路的液压马达仍然在另一个马达的轴带动下继续转动，压力油就被迫溢流回到系统中，从而实现同步功能。同样当油路中油少时可用单向阀同步补油，这样油多时溢流，油少时单向补充，最终实现同步功能[6]。

从以上原理分析可看出，同步马达加工精度虽高，但不可能精确同步，最终导致通过球阀b分成的 两个分流量也不相同。如果倾翻驱动油缸每次动作都是满行程，那么每次都能自动消除位置同步误差；但如果油缸每次运动的行程不同，必然会形成流量的误差积累，导致两侧油缸出现明显的不同步。

升降75346升8降1aTAb2cB 1、2-液控单向阀，3、4-溢流阀，5、6-液压缸，7、8-倾翻油缸，a、b、c-高压球阀

图5驱动油缸同步液压回路简图

结合脱硫现场实际工艺情况，由于在扒渣的过程中倾翻的角度始终不同，同时还需变换角度来更好的扒渣。因此油缸大部分运动均未满行程，即每次运动的同步误差无法消除，在加之同步马达受管道压力、负载匹配能力以及液压系统的介质影响，同步精度难以得到控制。因此会导致某个油缸受力过大，加之油缸耳轴转动不灵活使耳轴受额外的扭矩，最终导致油缸长期漏油及活塞杆径向变形。

结合倾翻车结构特点进行分析，如图3所示，倾翻机构中的2个驱动油缸和倾翻台架铰接在一起，那么台架运动的过程中本身与油缸满足机械同步，其作用与同轴联动一样。结合脱硫工艺要求及设备特点，对脱硫铁水倾翻车的主要改造措施有以下几点：1）将钢套改为自润滑铜套，并调整配合精度，以保证耳轴的灵活转动；2）屏蔽两联同步液压马达，即图5中调整球阀b为常闭，a、c为常开。4 小结

改造后油缸缸头半年多没有发现漏油，油缸的内泄现象也能控制在一年以上，倾翻两驱动油缸同步工作，稳定可靠，得到了岗位操作人员的好评，取得了良好的效果。参考文献：

[1] 邓崎琳,萧忠敏,余志祥,李凤喜,余新河,陈清泉.不同铁水脱硫技术在武钢的应用与进步[C].2006年全国炼钢、连铸生产技术会议文集.2006:15-27.[2] 刘浏.中国转炉炼钢技术的进步[J].钢铁,2005,(2):1-5.[3] 胡德军, 黄志坚等.KR铁水倾翻车液压系统故障分析与改进[J].液压气动与密封.2009,03:43-44.[4] 杨高瞻.炼钢厂脱硫倾翻车液压系统的改造[J].液压与传动.2008,08:85-86.[5] 成大先主编.机械设计手册(第2卷)[M].北京:化学工业出版社.2002,01.[6] 雷天觉.液压工程手册[M].北京:机械工业出版社.1990.

第二篇：ControlLogix系统冗余故障分析及改进措施

ＣｏｎｔｒｏｌＬｏｇｉｘ系统冗余故障分析及改进措施

摘 要：介绍了ControlLogix冗余系统的组成和工作原理。针对故障现象，通过对系统软件的深入研究和不断试验、实践，提出了合理的改进措施并取得了良好的效果，提高了系统的可靠性、排除了因不确定性故障所导致的系统安全。

关键词：ControlLogix冗余系统；故障；原因分析；改进措施和处理方案冗余系统应用简介

以深圳地铁一期工程为例：典型车站分为A、B两端，在A端设置两套冗余的控制器（PLC），一套作为整个车站的主控制器兼作与上位机的通讯接口，接车站 交换机，另外一套负责A端的设备监控；在B端设置一套冗余的从控制器，负责B端的设备监控；在车站的其它地方设置远程I/O设备。控制器及各远程I/O设 备通过冗余的ControlNet现场总线相连。（系统配置如图1）冗余系统的设置和工作原理

ControlLogix冗余系统硬件结构由两个完全一样的控制器框架组成，每个ControlLogix冗余系统框架中控制器模块、通信模块和SRM模 块。两个框架尺寸完全相同，模块一模一样，插放位置也一模一样，控制器中的程序也一模一样。两个控制器框架之间，完全靠系统冗余模块SRM来完成同步和数 据的交换。进入同步状态的主机控制器，自动地传送备份数据到辅机控制器，这些数据无须用户挑选和编程，只要在主机控制器中被程序运行时刷新过的数据，都会 通过交叉装载传送到辅机控制器，传送的数据量可以非常大。控制器通过与SRM的连接，得知自己是主机控制器还是辅机控制器，从而决定是传送数据还是接收数 据。这些完全不需要用户的介入，系统自动获取、自动判断、自动传送。两个控制器的同步运行和大量数据的复制，使得输出得到无扰切换。

在成对 的冗余框架中，首先上电的框架成为主机框架，后上电的框架作为辅机框架，并建立与主机控制器的同步。当出现主机控制器所在框架掉电、拔插主机框架上的任何 模块、控制器程序发生主要故障、断开CNBR模块上的ControlNet分接器或电缆、断开ENBT模块的EtherNet/IP电缆等情况，或者收到 来自主机控制器中用MSG发送的命令、来自Rslinx中SRM模块组态页面操作的命令都会发生冗余切换。系统冗余故障显示及查找

冗余系统不能正常工作，常常表现在辅机不能同步。辅机不能同步的原因有很多，查找的办法也很多，一般说来，冗余框架中的CNBR模块都有清楚的提 示，SRM模块的组态界面也存放了详尽的信息。冗余框架插放的CNBR模块的面板将显示系统的状态，面板是字符式显示，一般是缩写的大小字母，它们所表达 的意思见表1。

最重要一点的是，所有成对的模块必须是相同的产品编号、系列号和版本号，并且插放在相同槽内。如果辅机框架的 CNBR的Keeper与成对冗余的主机框架CNBR的数字签名不匹配的话，辅机框架是不能同步的。需要在RSNetworx组态软件中，选择 Keeper Status，检查辅机是否为Valid Keeper。如果不是，操作Update Keeper使之恢复正常。出现这种情况的原因可能是ControlNet网络组态时，辅机CNBR模块是关闭的或者在别的网络中组态过。

根据提示检查硬件的情况，是比较直观和容易的。但是实际使用过程中，大多数故障不是硬件引起的，而是由于参数设置不合理、通信和连接规划不好，导致控制器 出现主要或者次要故障。在深圳地铁一期工程的建设过程中，由于承包商是首次使用ControlLogix系列产品，在参数设置方面没有仔细研究和推敲。为 了追求最短的响应时间，将所有参数都设置为最小值。这样就存在控制器没有足够的时间去完成非预定性的通信、内存分配比例不合理、连续任务Watchdog 时间太短、周期性任务执行时间大于周期时间、高优先权程序执行时间超过最低优先权程序周期时间、冗余框架中CNBR模块CPU运用效率远远超过75％等一 系列隐性故障。改进措施和处理方案

4.1 保证非预定性通信的执行时间

一般说来，非预定性通信是除了控制 器I/O组态和控制器之间的Produced/Consumed之外的所有的通信——编程设备的在线、HMI的访问、执行MSG指令、响应其他控制器的 MSG、同步冗余系统的辅机框架、建立或监视I/O的连接（热拔插模块）、从控制器的串口通过背板访问其他设备等。所有的都是在任务逻辑程序执行以外的时 间进行。如果控制器组态了一个连续任务，由控制器中的System Overhead Time Slice设定值决定非预定性通信的时间；如果控制器没有设定连续任务，则在所有周期性任务执行完毕的剩余时间内完成。

深圳地铁一期工程所 有控制器内逻辑程序均为一个连续任务，多个周期性任务的配置。所以，应该适当增大System Overhead Time Slice设定值，保证控制器有足够的时间完成非预定性通信的执行。具体方法是：通过Logix5000在线连接控制器，在控制器的属性/高级属性中设置 System Overhead Time Slice。（图2）4.2 合理设置周期性任务的时间参数

对于周期性任务，必须确定最高优先权任务的执行时间是否远远小于它的周期时间，所有任务执行时间的总 和是否远远小于最低优先权任务的周期时间；Watchdog时间通常为本任务运行时间的10倍左右。周期时间、Watchdog时间可以通过 Logix5000在线连接控制器，在任务的属性/组态中修改（图3）；任务执行时间可以通过Logix5000在线连接控制器，在任务的属性/监听中查 看。（图4）

4.3 降低冗余框架CNBR模块的CPU运用效率

冗余系统中的CNBR模块需要足够的时间去处 理冗余的操作，冗余同步操作将占用CNBR模块CPU运用效率的8个百分点左右，如果超过75％，可能会妨碍冗余切换后的辅机同步。深圳地铁一期工程冗余 系统CNBR的CPU运用效率达90％以上，部分甚至高达95％，很容易出现冗余切换后CPU满负荷运行，导致同步失败。所以必须想办法把CNBR模块的 CPU运用效率降下来。

要降低CNBR模块的CPU运用效率，可以从以下几个方面着手：增大ControlNet网络的NUT（网络刷新时 间）、增大I/O模块连接的RPI（请求数据包间隔）、减少通过CNBR连接的数量、减少MSG的数量和增加CNBR模块来分流信息。由于深圳地铁一期工 程的设备已经定型，增加CNBR模块涉及到更换机架成本太高，也没有可以减少的MSG指令和通过CNBR的连接，所以只能从增大ControlNet网络 的NUT和I/O模块的RPI两个方面入手。

深圳地铁一期工程冗余系统的NUT和RPI均设置为系统组态时的默认值，分别为5ms和 20ms。也就是说，系统每5ms刷新网络一次，每20ms更新一次I/O模块数据。由于系统的监控对象是风机、风阀、温湿度传感器、冷水流量传感器、水 系统二通阀执行器等设备，所有的设备均不会发生状态的高频变化，也不用控制设备高频度开关，所以系统默认的NUT和RPI远远超过实际应用的需要。这样就 过多的耗用网络资源，占用ControlNet预定性数据的带宽。而RPI值一般设为实际需要时间的50％即可，即在一个周期内采样两次。在系统没有高频 动作设备，保证系统实时性的前提下，经过多次测试将RPI由20ms改为80ms，将NUT由5ms改为20ms（RPI=NUT*2n），成功的将冗余 系统CNBR的CPU运用效率降到了75％以下。

RPI设定可以通过Logix5000在线连接控制器，在I/O Configuration展开所有已经组态的模块，右键点击适配器选择Properties/Connection修改Requested Paket Interval为80ms。（图5）

NUT设定可以通过运行RSNetWorx for ControlNet，在线upload网络配置、编辑使能后通过菜单Network /Properties/Network Paramerters中修改Network Update Time为20ms。（图6）

参考文献

［1］邓李.ControlLogix系统实用手册［M］.北京：机械工业出版社出

第三篇：直流系统典型故障分析与对策

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 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，R1、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KA1、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，K1、K2、R1、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；

第四篇：变压器气体继电器故障分析与改进措施

变压器气体继电器故障分析与改进措施

2008-10-14

来源：Internet

浏览：341

1概况

气体继电器是大型电力变压器最重要的非电量保护装置。实践证明，装有气体继电器的变压器，在变压器本体发生放电性或由其他因素引起的绝缘油快速分解故障时，反映最灵敏的往往是气体继电器。它的正确动作能大大减少变压器故障后的损失。目前，QJ系列的气体继电器主要有QJ-

25、QJ-50、QJ-80等几种或其改进型产品，它们的结构基本相同。在JB/T9647-1999《气体继电器》中，规定了此类产品的型号、技术要求等。在一些显示器变压器上也有采用，如速动油压继电器、皮托(PITOT)继电器、BR-1型继电器或MK-10型继电器等。但到目前为止，尚没有出现一种可以完全取代气体继电器的大型电力变压器的非电量保

护装置。

当变压器内部出现轻微故障时，因油分解产生的气体逐渐积聚到气体继电器上部，达到一定量时，使上开口杯下降到某一限定位置，其上的磁铁使干簧接点吸合，发出轻瓦斯保护动作，发出信号。当变压器内部发生严重故障时，绝缘油被迅速并大量分解，使油箱内压力急剧升高，出现油的浪涌现象，气体继电器连接油管内产生油流达到继电器启动定值时，油流冲击挡板，当挡板旋转到某一限定位置时，其上的磁铁使干簧接点吸合，使生瓦斯保护动作、开关跳闸、切除故

障。

气体继电器的动作有正确动作和误动作之分。文章就气体继电器因使用不当或制造缺陷原因，产生非正常动作的情况加以统计分析，并提出一些改进措施，为正确使用变压器瓦斯保护装置提供参考。

2辽宁电网发生的主事故实例

2.1使用维护不当引起重瓦斯保护动作

2.1.1呼吸系统不畅

(1)1991年1月12日，太平哨电厂2号主变压器正常运行中(SFPL-120000/220型)，重瓦斯保护动作跳闸。当时有功功率为80MW、无功功率为20MVAR，上层油温为66℃。因环境温度低，已经吸潮的吸湿器硅胶结块，引起呼吸不畅，在机组负荷增加、油温升高时，造成呼吸器跑油，热油将硅胶结块融化，压力突然释放，造成重瓦斯保护动作跳闸。1990年2月25日，太平哨电厂1号主变压器(SFPS-120000/220型)发生过同样事故。

(2)1992年1月1日，白山电厂红石变电站2号主变压器正常运行中(SFP-120000/220型)，轻、生瓦斯保护动作，两侧开关跳闸，呼吸器喷油。当时正值调峰，机组满负荷运行的时间，上层油温达69.4℃，环境温度为-10.5℃。变压器运行时冷却风扇未投入，加之负荷较大，变压器温度快速上升，导致发生事故。经分析发生事故的原因与上例基本相同。

2.1.2本体端子箱密封不严

(1)1992年3月10日，两锦局凌河一次变电站1号主变压器(SFP-63000/220型)重瓦斯保护动作，开关跳闸。经检查发现，事故时工作人员正在用洗衣粉水对油箱进行清洗。未对器身上的端子箱采取可靠的遮挡措施，雾状水珠进入端子箱，知接跳闸回路接点，造成重瓦斯保护动作跳闸。

(2)1993年6月29日，两锦局锦州一次变电站1号主变压器(DF-40000/220型)发生由于C相变压器二次保护端子箱密封不良、受潮，未落实重瓦斯跳闸线与相邻正电源分开布置的反事故措施，造成相邻的跳闸线与正电源短接，导致发生重瓦斯保护动作跳闸事故。沈阳电厂主变压器发生了同样原因的重瓦斯保护动作跳

闸事故。

2.1.3气体继电器引出电缆或二次回路不良

(1)1997年1月12日，铁岭局中固二次变电站1号主变压器(SFL1-8000/60)有载调压开关重瓦斯保护动作，主变压器停运。经检查为有载调压开关重瓦斯保护电缆绝缘损坏，造成跳闸接点短接，保护动作。

(2)1991年铁岭局平顶堡二次变电站、朝阳局木头城子二次变电站主变压器，因主控保护屏到变压器端子箱之间的电缆绝缘降低，以到绝缘击穿，造成重瓦斯保

护动作跳闸。

(3)1994年3月7日，赤峰局土城二次变电站主变压器发生因二次回路接地，造成跳闸回路接通，重瓦斯保护动作、开关跳闸事故。

2.1.4气体继电器安装不良

1998年6月19日，赤峰局元宝山一次变电站1号主变压器(SFPZ-120000/220型)有载调压重瓦斯保护动作，10条66KV线路及母线全停。事故原因是：安装有载调压气体继电器时，法兰压住继电器跳闸端子引线，造成引线绝缘损坏，接点短接，有载调压重瓦斯保护动作跳闸。

2.2制造缺陷引起的重瓦斯保护动作

2.2.1气体继电器干簧接点玻璃管破碎

(1)2005年9月2日，大连开发区供电局220KV中华路变电站1号主变压器调压开关重瓦斯保护动作，三侧开关跳闸，主变压器停电。经检查发现，调压开关气体继电器干簧管断裂、破碎，有放电短路痕迹，初步判定为干筑管破碎后，瞬间接通引起跳闸。1998年9月25日和2004年1月22日，该变压器曾发生了2次

同样原因的事故。

(2)2002年1月27日，大连供电公司革镇堡一次变电站2号主变压器(SFPSZ-120000/220型)有载调压重瓦斯保护(气体继电器型号为QJ4G-25型)动作跳闸。跳闸原因是串联在重瓦斯保护回路中的气体继电器中的干簧接点玻璃管破碎，簧片搭接，跳闸回路接通，导致开关动作跳闸。

2.2.2气体继电器接线盒密封不良

(1)1992年5月22日，大连一次变电站一组主变压器重瓦斯保护动作，三侧断路器跳闸，全站停电。经检查是由于气体继电器接线端子盒防水不良，进水受潮，跳闸接点短接，造成重瓦斯保护动作跳闸。

(2)1991年5月26日，本溪局崔东二次变电站2号主变压器、1996年5月1日铁岭局乱石山二次电路站1号主变压器、1995年4月22日阜新66电厂KVT1T变压器、1998年7月22日鞍山局太平二次变电站1号主变压器等都发生了主变压器或有载调压气体继电器接线端子盒密封不严，进水后短接瓦斯保护接点，造

成保护动作跳闸。

2.3轻瓦斯保护频繁动作

2.3.1制造缺陷引起轻瓦斯保护动作

1992年4月8日，通辽电厂2号主变压器运行中轻瓦斯保护动作，经检查为气体继电器轻瓦斯油杯转轴脱落，造成轻瓦斯保护接点接通，发出信号。

2.3.2油位降低引起轻瓦斯保护动作

(1)1992年1月24日，通辽电厂4号主变压器、1991年赤峰局元宝山二次变电站、乌丹二次变电站主变压器都出现了因漏油或温度降低、油位严重下降，导致轻瓦斯保护动作的情况。

(2)1993年鞍山局海城一次变电站2号主变压器(SFPS-63000/220型)、1993清河电厂7号主变电站变压器(SFP3-26000/220型)、1994年沈阳高台山一次变电站1号主变压器等都发生了轻瓦斯保护频繁动作，其原因都是由于冷却器油门、胶垫老化龟裂漏油，油位下降，轻瓦斯保护动作。

(3)2001年1月10日，丹东局蛤蟆塘二次变电站1号主变压器轻瓦斯保护动作。原因是变压器油箱上盖插测温元件孔的胶圈损坏，进水后将测温元件插管冻裂，造成储油柜油大量漏泄，轻瓦斯保护动作。

2.3.3空气侵入引起轻瓦斯保护动作

1992年朝阳电厂1号主变压器、1993年白山电厂红石电站2号主变压器(SFPSZ4-63000/220型)、1993年赤峰局元宝山一次变电站2号主变压器(SFPZL3-63000/220型)、1994年沈阳劝工一次变电站1号主变压器(SFPS3-80000/220)、2001年本溪一次变电站5号主变压器、铁岭开原一次变电站2号主变压器都发生瓦斯保护频繁动作，其原因都是由于冷却系统负压区有密封不良情况，造成空气侵入，轻瓦斯保护动作，发出信号。

2.3.3残存空气引起轻瓦斯保护动作

1993年沈阳局孙家一次变电站1号主变压器(SFPSL3-63000/220型)、1993年丹东局岫岩一次变电站主变(SFP-63000/220型)、1994年赤峰局元宝山一次变电站2号主变压器(SFPZL3-63000/220型)、1994年抚顺局河北一次变电站主变压器(SFPS7-180000/220型)都发生了轻瓦斯保护频繁动作。经检查，故障原因是：更换冷却器后，排气不彻底或更换硅胶后浸油、排气不充分，残存空气逐渐

析出，造成轻瓦斯保护频繁动作。

3气体继电器非正常动作情况分析

(1)气体继电器非正常动作情况分为重瓦斯保护动作跳闸和轻瓦斯保护动作，发出2类信号。由于前都动作于跳闸，往往影响和损失都大，是我们特别应

该注意和预防的。

(2)从由运行维护不当引起重瓦斯保护动作的统计看：对设备的反事故技术措施落实得好的，此类事故发生的就少，反之，不能严格执行各级制定的反事故技术措施的，这类事故发生的就比较集中。此类故障的主要表现形态是：①由于呼吸系统不畅，引起重瓦斯保护动作。②由于本体端子箱密封不良，进水引起重瓦斯动作。③由于继电器引出电缆短路或绝缘不良，引起重瓦斯保护动作。第一类表现形态都发生在冬季，且为水电机组、环境湿度大，变压器负荷变化大，并伴随着呼吸器跑油。第二类故障纯属维护不到位，在雨季到来之前应该落实的反事故措施不能认真落实。有的单位对多年强调的正电源与跳闸线在端子排上要隔开的要求也没有落实。对电缆和二次线加强绝缘监视，定期试验十分必要，特别要提高安装质量，防止因安装不当而给运行带来隐患。

(3)由于制造缺陷引起的重瓦斯保护动作主要表现为气体继电器干簧接点玻璃管碎裂和继电器接线盒密封不良2种形态。前者都发生在有载调压开关的气体继电器上，且在同一台变压器上，1998年、2004年和2005年发生了3次事故，是否与该处振动幅值较大有关，需要进一步分析，但主要还是应该提高继电器的制造质量。气体继电器接线盒密封不良问题，在各类继电器上都有发生，说明改进接线盒的密封状况势在必行，也可对改变接线盒的安装方向进行探讨，以减少进水短路的几率。有的单位采用加装防雨罩的措施，可以有效的减少此类事故的发生，但最根本的还是要确保接线盒密封万无一失。

(4)轻瓦斯保护频繁动作，如果不能及时、正确判断，对于发展较快的故障可能造成漏判，酿成大祸。由于气体继电器浮筒转轴脱落，造成轻瓦斯保护频繁动作，是制造过程中应该特别注意改进的。在油位降低的情况下，轻瓦斯发出信号，使运行人员及时采取措施，防止漏油的继续发展，说明轻瓦斯保护设置的重要意义。变压器或冷却系统存在负压区进气或排气不彻底，导致轻瓦斯保护频繁动作的隐患，这种情况容易使人们麻痹，此时，若有其他故障发生，容易产生漏判，所以，此时应尽快处理漏气或排队残留气体。

4改进措施

(1)速动油压继电器在变压器本体发生严重故障时，达到或超过整定的压力值时，压力升速越快，其动作越灵敏，对保护变压器可以起到一定作用。但到目前为止，变压器生产厂家还没有以此装置取代气体继电器。对高电压、大容量的重要变压器，加装此类装置可以大大提高保护的可靠性。

(2)对于有载调压开关的气体继电器设置，应遵循国家标准和行业标准的有关规定：保护装置应反映压力或油流冲击的情况，如采用气体继电器代替油流控制继电器，该继电器应该具有油流冲击动作功能，不必保留轻瓦斯保护功能，这样，可以减少轻瓦斯动作后的大量工作，又可以对有载调压开关实施可靠的保护。

(3)在经过多次事故教训和经过认真调研、分析，经过对几个生产厂家的技术改进进行评议后，辽宁省电力有限公司于2004年8月在《关于变压器有载分接开关气体继电器选型的通知》文件中，对QJ4G-25型气体继电器的改进，作了明确要求：①继电器的支架调试为70-90mm；②采用双接点串联结构，干簧管接点引线距离不小于4mm；③不采用轻瓦斯开口杯装置，并取消相应接点；④干簧管应采用双螺丝固定在支架上，并在固定环内加装缓冲层；⑤采用质量好的、接点镀银的干簧管；⑥推荐采用引线焊接点热塑包封结构。对其他尚未采取改进措施的有载调压开关用气体继电器暂不宜选用。

(4)对有载调压开关重瓦斯保护是否投跳闸，应根据实际情况而定。如气体继电器未做改进，发生误动的频次较多，也可以暂投信号。对有载调压开关用气体继电器采用改进后新结构的产品，变压器有载调压开关的瓦斯保护可以投跳

闸。

(5)对于220KV有以上的变压器，必须采用双接点的气体继电器；对于66KV及以下的变压器，逐步采用双接点的气体继电器；对于有载调压开关用的气体继

电器，一律取消轻瓦斯回路。

第五篇：空气源热泵机组压缩机故障分析与改进

空气源热泵机组压缩机故障分析与改进

前言 ：

空气源热泵机组因其自带冷热源，安装方便等特点，近几年受到广泛应用;但由于受空调负荷及外界环境的影响，工作范围波动较大，机组在非标准工况下运行时间较长，在一些较恶劣的工况下，机组出现了一些压缩机的故障问题。本文就空气源热泵机组在实际运行中出现的一些压缩机故障问题进行了详细分析，并提出了相应的改进措施。

故障现象 ：

空气源热泵机组采用的压缩机型式种类较多，以全封闭活塞式压缩机为常见，而全封闭活塞压缩机的故障问题，大都发生在冬季进行制热运行时。通过对一些故障压缩机解剖的故障情况观察，压缩机的故障大致分为三类:

(1)压缩机吸排气阀片破裂

现象:压缩机油位正常，压缩机的轴承、曲轴、连杆完好，吸排气阀片破裂。

(2)压缩机堵转(此类故障较多)

现象:压缩机冷冻油为黑色、上下轴承套脱落或磨损、连杆断裂、曲轴与轴承的摩擦面及曲轴与连杆的摩擦面有拉毛痕迹、电机转子上有磨损痕迹，吸排气阀片完好。

(3)压缩机电机烧毁

现象:压缩机对地绝缘为0，压缩机的轴承、曲轴、连杆完好。3 原因分析

下面就以上三类故障进行详细分析:

(1)压缩机吸排气阀破裂

从故障现象可以看出，造成压缩机吸排气阀破裂的主要原因是机组水侧系统破裂，水进人压缩机，形成液击而导致阀片打坏。水侧系统破裂主要有两种情况：

①机组在制冷运行时，水系统发生断流现象，由于有些用户私自将流量开关短接，机组不能进行保护动作，水侧热交换器(特别是满液式热交换器)内部水结冰而导致换热铜管冻裂，以致水氟互混，水进入压缩机形成液击造成损坏。

②冬季，用户不使用机组时，没有按照规范操作，将水侧换热器内部的冷冻水放掉或者没有进行相应的防冻措施，水侧热交换器内部水结冰而导致换热铜管冻裂，以致水氟互混，等机组再次开机时，水进人压缩机造成埙坏。

(2)压缩机堵转

从此类故障压缩机的解剖现象看，压缩机内部并不缺油，抱轴堵转是由于瞬时润滑不良引起的，而导致润滑不良的主要原因是润滑油油质发生了变化:油被稀释或油位被制冷剂液体抬高。

出现机组回液的原因有：

①在制冷循环中的制冷剂，通常积存在温度最低的部分，进行冷凝。当机组长时间停机时，由于压缩机的热容量比冷凝器、蒸发器、储液器的热容量大，压缩机成为制冷循环中温度最低的部分，使制冷剂进入。由于润滑油能将制冷剂很好的溶解，所以积聚在压缩机内的制冷剂就溶解在润滑油中，这种现象称为“溶人”现象。制冷剂的“溶入”量视制冷剂充入量、制冷循环的结构和停机时间的长短而各异，在饱和时，大致为充入润滑油量的30-100%。稀释的油会导致润滑不良，造成抱轴。

再者，如果机组长时间停抓，则润滑油将视压缩机封闭壳的温度、制冷剂和润滑油种类的不同，发生液相分离，分成下部为制冷剂液体(制冷剂多，制冷剂和润滑油的混合液少)，上部为润滑油(润滑油多，润滑油和制冷剂的混合液少)这种情况。若在这样的状态下使压缩机启动，则供往轴承和其他运动部件的油是几乎只有制冷剂液的“润滑剂”，因此，在启动后的短时间内，轴承部分、连杆等部位将产生卡死和磨损。压缩机在启动前没有进行预热或者预热时间不够、曲轴箱电加热器功率不够时，将无法避免以上情况的发生，从而造成压缩机损坏。

②机组在制热运行时，特别是在湿度较大的环境下运行时，翅片容易接霜，如果除霜方式不是太完善，不能及时除霜或者除霜不彻底，都将导致低压偏低，压缩机大量回液，引起压缩机故障。

(3)电机烧毁

如上所述，回液是造成抱轴的主要因素，因抱轴而引起轴承偏心，造成电机定子磨损，导致电机短路烧毁的现象是存在的。但对于纯粹的电机烧毁，回液是否有影响?笔者认为，全封闭活塞压缩机的筒状结构，决定了它对液击并不敏感，即使有部分液体制冷剂进人压缩机，一般不会直接导致阀片打坏，也不会直接造成电机烧毁。

同时，因为全封闭压缩机的润滑大都采用离心飞溅式，没有压力差的控制，所以压缩机在缺油润滑的情况下也能运行。此时，压缩机电流不断上升，直至空气开关(过电流保护器)跳掉，此过程系压缩机过载运行，电流较大，电机线圈的温升也很快，直至内埋PTC动作。因为压缩机的PTC温升速率在满负荷或过载的条件下是十分灵敏的，而且空气开关都在PTC之前动作，所以，缺油直接造成电机烧毁也缺乏依据。笔者认为，压缩机纯粹电机烧毁之因有两个:

①电机温升过高。

因为全封闭压缩机的电机是通过回气来冷却的，冬季热泵机制热时，工况比较恶劣，特别是环境温度很低时，换热量很小，制冷剂循环量也小，回气压力低，再加上电控上除霜不及时和不彻底，均会导致电机冷却不够，线圈发热。这样持续的发热会形成高温，而PTC对低负荷时的小电流反应不敏感，所以压缩机经数次启动后，在未达到较高温度时就会因过热造成绝缘破坏，电机短路烧毁。②制冷系统内部不清洁，含有杂质，杂质腐蚀和磨损电机线圈，造成短路烧毁。

改进措施 ：

针对以上分析的原因，做出相应的改进措施:

(1)控制上应有防冻控制功能(即在停机状态，当环境温度低于一定值时，水泵或电加热应投人运行，以防水系统产生冻结)，同时，水系统上应设有排水装置，当机组长时间不用时，应排空水交换器内的水，防止冻坏。

(2)为了保障机组的正常运行，流量开关及各种保护开关不能私自进行短接;机组在运行时，要经常进行观察，发现机组进出水温差过大时，要及时对水系统进检查:水泵是否正常，水流量情况及清洗水过滤器。

(3)在电控程序中增加开机前 保证压缩曲轴箱加热器加热时间的条件，确保压缩机能充分预热，防止损坏。

(4)改进除霜方式，确保及时除霜和除霜彻底，提高电控的可靠性，防止误动作或不动作。

(5)完善系统设计，特别是在低温制热工况下，应合理进行膨胀阀及气液分离器的匹配，或采取增加高低压旁通等措施，来防止机组的回液问题。

(6)改进工艺，加强管理和增强质量意识，确保制冷系统内部干净清洁，无水分，制造加工质量是影响机组质量的重要因素，很多问题必须防患于未然，避免造成重大故障。

(7)加强用户的使用、操作及维护保养培训。