CNG.docx

CNG.docx

《CNG.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《CNG.docx（25页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

CNG

CNG

1、什么是CNG？

2、CNG加气站国产设备运行状况技术分析

3、压缩天然气供应工艺及规模的探讨

4、撬装式门站，撬装的原理

5、进口撬装式CNG加气站常见故障的诊断和排除

什么是CNG？

    CNG是压缩天然气。

天然气经加气站由压缩机加压后，压到20至25Mpa，再经过高压深度脱水，充装进入高压钢瓶组槽车储存，再运送到各个城市输入管网，向居民用户、商业用户和工业企业用户供应天然气。

CNG加气站国产设备运行状况技术分析

成都市于1995年建成第一座CNG加气站，迄今共建成30余座CNG加气站，这些加气站中90％采用国产设备装备。

多年来，国产设备装备的CNG加气站接受了实践的检验，运行良好、稳定，并积累了经验和教训，得到了进一步的完善与提高，运行操作也更加日趋合理。

在此仅就我市部分加气站实践中的经验与教训，小结如下，以供参考。

1气源调压计量系统

1．1气源压力与压缩机进气压力的匹配

　我市CNG加气站多数由城市管网中压管道供气，供气压力一般为0.3MPa—O.4MPa。

根据观察。

近年来我市对CNG加气站的供气压力。

在春、夏、秋三季基本能保证0.3MPa及以上水平，适应压缩机的进气要求；但冬季来临后,由于季峰用气的到来，城市气源的季峰调节能力尚无法适应城市冬季用气的需求，以至CNG加气站的供气压力普遍下降。

部分加气站供气压力有时仅为0.2MPa或更低。

对于要求供气压力为0.3MPa的压缩机，当供气压力下降为0.3MPa以下时，压缩机的供气量亦随之下降．如供气压力为0.2MPa时，有的V型和L型压缩机的供气量将减少约25％。

因此，CNG加气站建设在一段时期内还必须认真考虑季峰供气对加气站自身能力的影响。

1．2进站计量装置

　目前采用的计量装置有孔板流量计和涡轮流量计。

其中后者使用更为广泛。

为保证流量计正常、准确的运行，应按规定设置缓冲罐，同时在流量计和缓冲罐之问设置止回阀，从而实现对压缩机工况的调节和阻止压缩机捧污时气体冲击的逆向传递。

避免对孔板流量计差压变送装置和涡轮流量计造成损坏。

2天然气压缩机

　天然气压缩机是CNG加气站的关键设备，国内生产天然气压缩机始于80年代末期。

我市CNG加气站已投入运行的国产压缩机主要有V型、L型和 ZW型。

这3种压缩机均由隔爆异步电动机带动曲轴，再通过连杆、十字头带动活塞在气缸中作往复直线运动进行气体压缩，冷却方式都为循环水冷却，V型与L型天然气压缩机系气缸有油润滑，ZW型天然气压缩机为气缸无油润滑。

2．1 循环水冷却系统

　CNG加气站压缩机循环水冷却系统普遍使用当地自来水作水源，随着运行时间的增加，循环水冷却系统在工作过程中不可避免地产生结垢，从而造成压缩机传热效率下降、温度升高、设备故障率增加甚至寿命缩短等问题。

为解决压缩机结垢的问题，曾先后采用了电子除垢器、机械清洗法、化学投药法、化学清洗法、软水器等，各种方法初步效果见表l。

2．2传动机构润滑系统

　天然气压缩机传动机构润滑系统是采用强制与飞溅润滑相结合的方法，由曲轴的非动力输入端带动轴头油泵，压力油经曲轴内油孔润滑曲轴销、连杆大头瓦，再挤入连杆体油孔输人到小头衬套、十字头销处，从连杆大小头溢出的润滑油由于离心作用而飞溅润滑到各级十字头滑道面上。

经运行实践表明,十字头和滑道故障时有发生，是传动机构中故障率甚高之组件。

究其原因，滑道间隙过小或变形、以及润滑油牌号不当、油压低和流量过小、缺油等均是造成十字头和滑道磨损过快或烧研的主要因素。

为此，对于在运行的天然气压缩机。

定期检查与保持滑道合理问隙、防止温度过高是十分必要的，同时开车前（特别是每天第一次开车前）均应手动盘车，必须十字头滑道等摩擦面上有油注入为止。

另一方面，天然气压缩机制造厂亦应注意润滑方式，并结合压缩机转速、活塞行程确定十字头滑道的合理间隙，从而消除这一缺陷之高发率。

2．3气缸润滑

（1）汽缸有油润滑

　压缩机各级气缸润滑采用注器分别进行注油润滑-油止回阀设在注油点前，注油量由该机型规定的注油滴数范围确定。

压缩机运行中，注油器任一柱塞均不能发生故障停止运动、油路亦不能堵塞，否则将会造成活塞缸或活塞环严重磨损甚至拉伤。

注油渣效应严格按规定操作，注油滴数过少会形成润滑点油量不足．注油滴致过多会造成压缩机和高压脱水装置的油分离器负荷过重及分子筛提早污染，甚至使压缩天然气中含油量增加，影响汽车发动机运

（2）气缸无油润滑

　ZW型天然气压缩机各级气缸润滑均为无油润滑，活塞环由金属塑料环制成，使用寿命达到耐磨性要求。

此种机型在实践中得到不断完善与进步，如通过加大活塞杆空档距离（为行程2倍以上）及改进刮油环，基本解决了曲轴箱串油的问题，从而保证了无油润滑的根本要旨。

2．4天然气压簟机启动方式

V型、L型、ZW型压缩机在无负荷状态下启动,启动控制方式有：

（1）Y-△降压启动．起动时定子每相绕组上的电压为正常工作电压的1／3，适合无负荷启动，而且启动器结构简单、价格便宜，V型机通常采用这种启动方式。

（2）自耦变压器降压启动，自耦变压器有65％和80％两档抽头，可供选用，较Y一△降压起动的启动转矩大，常用于较大的压缩机电机，如L型机的启动，但其价格较高，不允许频繁起动。

启动频率为5次/h，在压缩机热态时再次启动应间隔半小时以上。

（3）ZW型压缩机电机采用软启动，这是一种较上述传统方法更先进的启动方式，启动时电压斜坡起动并带限流特性，启动平滑、保护拖动系统。

减少启动对电网的冲击，启动器体积小、节能，启动频率为20次/h。

这种启动方式提高了用户的生产率，越来越得到广泛的应用，是传统启动器的更新换代产品，但其价格高。

2．5压缩机的运行

　在压缩机启动和运行中，操作人员必须随时在机房查看和监听有无异常现象及声音出现，并作记录。

因为机械故障不受电控控制，切忌不可产生因使用了PLC控饲系统便万无一失之误解。

3深度脱水装置

　城市天然气的含水量要求（GB／T17820）为在天然气交接点压力和温度条件下水露点应比量低环境温度低5℃。

而汽车用压缩天然气的水露点为在汽车驾驶的特定地理区域内，在最高操作压力下，水露点不应高于-13℃；当最低气温低于-8℃，水露点应比最低气温低5℃（GBl8047）。

显然以城市天然气为气源的CNG加气站，还必须对城市天然气进行深度脱水才能输出合格的汽车用压缩天然气。

我市在运行的加气站主要采用的是低压脱水装置或高压脱水装置，低压脱水装置系硅胶与分子筛复合吸附处理方式,高压脱水为分子筛吸附处理方式高压脱水为分子筛吸附处理方式。

运行中的脱水装置，如何达到与保持脱水效果的规定要求，是加气站产出合格压缩天然气的重要环节之一，它涉及到再生循环效果和分子筛的性能稳定两个方面。

表l压缩机除垢方法对比

类别

 操作

 环境影响

 对设备影响

 效果

电子除垢器

 无人人操作

 无

 无

 结垢较多

机械清洗

 劳动强度大

 无

 无

 能除垢,并能清除固体沉积物

化学投药法

 需专人管理

 有污染

 腐蚀设备

 可防垢

化学清洗法

 需技工操作

 有污染

 腐蚀设备

 除垢尚可,但能耗较大,受操作水平影响

软水器

 可无人操作

 轻微污染

 无

 效果较好

说明：

（1）机械清洗法的实施，要求压缩机热交换器便于拆卸，同时铲刮后宜进行化学钝化 处理，此法难于清洗气缸水套等．

（2）软水嚣使用中，应适时检测软水质量，同时每年可辅以锅炉清洗剂清洗并冲洗固体沉积物：

同时，循环水池尤以玻璃钢水池为佳．

（3） 冷却塔保持正常冷却效果，是上述清洗法达到目的之基础．

3．1 再生循环流程

再生循环过程中，吸附剂再生温度越高，吸附剂再生越完全,残余吸附质含量越少，有利于增大干燥吸附时的吸附容量。

（1）再生温度

　再生温度是再生工艺和设备安全运行的需要，它的确定与设备结构、工艺需要、再生剂性质、天然气性质及组份中污染成份的含量等有关。

我们使用的几种设备的再生温度分别为：

　低压脱水装置：

分子筛干燥塔为220℃-270℃或230℃-250℃：

　高压脱水装置：

230℃（进口）/105℃（出口）或230℃（进口）、200℃-230℃（进口）

　由此可见，合理确定再生温度及控制点、确保再生温度的实现是保证再生与干燥效果的基础，特别是天然气中含有轻质油成份时尤为重要。

（2）高压脱水装置的再生气与冷却水循环

　高压脱水装置进行再生操作时，需要有再生气循环及向水冷却器供应循环冷却水．通常CNG加气站都采用由压缩机循环水系统供应冷却水。

当压缩机运行与再生操作不同步时。

再生气与冷却水循环均不能实现，将影响再生操作的顺利完成，结果导致压缩天然气质量的下降。

所以。

应在压缩机运行中进行高压脱水装置的再生运行。

为此，当压缩机运行时间少于再生操作时，可让压缩机轻负荷运行一定时问．以达到两者同步运行的目的。

（3）再生气调压

　低压脱水装置再生气，利用再生塔内余气闭式循环,压力≤0.1MPa，通过系统操作，能便利的实现压力工况稳定。

从而再生过程顺利完成。

高压脱水装置。

再生气取自压缩机后高压管路或贮气库。

经调压后压力降为0.4MPa—0.8MPa。

目前高压脱水装置配用的调压装置适应大调节比的能力差，出口压力波动较大、故障率高、易冰堵，影响了加热过程的平稳持续，造成再生程序不完全，以致干燥效果下降，为此寻求和选用合格的调压装置是达到再生效果重要基础之一。

（4）再生过程的温度控制

　高压脱水装置多系外置加热器,某些脱水装置仅通过控制再生塔的进口温度和热吹时问来确定再生过程的完成与否．然而在进口温度相同时，相同热吹时问形成的塔内温度场的分布还受到再生气流速的影响，而调压器出口压力变化及冰堵将影响气流速度．因此宜以控制再生塔进、出口温度来确定过程的终结，这样能更准确的达到再生过程的温度要求。

3．2 吸附剂

　分子筛有较强的吸附能力，特别是对水的吸附尤为强烈。

但分子筛有比较脆弱的一面．即油分子会污染分子筛，特别是重油。

重油分子在分子筹表面附着，使分子筛的微孔被堵塞，再生时，重油分子在分子筛表面结焦使其使用寿命大大降低；对于轻质油，由于沸点较低，对分子筛的影响相对减少．再生时大部份轻质油被蒸发，少部份残留、结焦。

此外。

在使用过程中分子筛产生粉化，也是其失效的重要原因。

为此另一方面，应定期清洗或更换分离器滤芯，以维持正常压降和保障分离效果，减小油污染；同时，对于低压脱水装置净化气源含油组分亦是十分重要的问题；另一方面，再生与干燥相互切换时，升压与降压均应缓慢进行，以防止形成冲击，升压速度宜小于5 MPa／min。

4 地下钢管储气井

　随着技术的发展和相关标准的标准的制订与完善，地下钢管储气并近年在我市得到了较为广泛的应用。

地下钢管储气井的建造按SY／T6535-2002高压气地下储气井实麓，但在实际建造中尚有以下问题应进一步探讨与明确规定：

（1）按SY／T6535-2002中5.4固井规定，井简与井壁间环形空间应用油井水泥浆封固。

实际建井中，往往以自我理解确定固井深度，有的储气井仅固井30多米，这种不规范的操作难于确保井筒质量，可能给储气井的使用与寿命留下隐患。

（2）SY／T6535-2002中7．5判废规定,对上述检测不合格并无法修复和使用时间达到25年的储气井应予报废。

在长达25年的使用中，储气井的薄弱环节之一的钢管连接处，按前述标准中5.3.2.5规定，套管间的连接螺纹应用套管密封脂进行辅助密封。

储气管井承受8MPa-25MPa交变压力，循环次数达2.5x104。

在这样条件下持续长达25年的时问．密封脂能否保持完好的辅助密封,迄今既未见相关资料明示亦无储气井实践。

储气井的可靠运行是十分重要的，为此进一步探索与完善密封脂性能是十分必要的，否则将影响储气井寿命。

（3）套管的防腐

　套管外壁与井内壁形成环形空气气体空间，固井部份被油井水泥充填。

目前，储气井建造中。

对于套管外壁防腐与否尚无统一认识，其一认为固井部份经混凝土包覆不会出现腐蚀；其二是认为未固井段残留空气量有限不至出现腐蚀，所以施工中有的仅涂尉防锈漆。

个人认为。

固井段由于混凝土的紧密包覆，起到了隔绝空气的作用，固可抵御化学腐蚀的侵袭；而未固井部份处于环状空气的包围，况且地下构造透气性也难于确定。

在长时间运行中又不能再次防腐处理，为此建议采用更为有效的防腐措施，如涂覆氯璜化聚氯乙烯等，以便更有效的防止化学腐蚀。

5高压管道

　压缩天然气高压管道最高工作压力达25MPa．同时压力波动频繁、波动幅度大。

以往建站时。

管道连接多用卡套连接方式，卡套接头往往系国外产品．不锈钢管则多是国内生产。

卡套连接利用卡套刃口在装配时切人被连接管道而起连接和密封作用。

这种连接方式不用密封件、装拆方便、避免了焊接接头存在的焊缝薄弱环节。

卡套连接的连接好坏与卡套材质、翩造精度和热处理质量、管材精度与硬度有关，与装配质量关系也较大。

国外卡套接头与国产管材在尺寸精度与表面硬度方面的匹配往往较差；另一方面卡套连接用人工装配方式，装配质量取决于操作工的经验．装配质量的稳定性难于保证。

在近年的运行中。

我市CNC站已多次发生巾加以上（含ф20）接头冲脱的严重漏气事故，鉴于此，部分在运行站或新建站对于ф20以上的高压不锈钢管道采用了焊接连接，高压阀门则采用金属密封垫焊接管接头（JB966-77），亦有部份在运行站改造时采用球面密封焊接管接头。

金属密封垫焊接管接头制造工艺简单、工作可靠、对管道尺寸精度要求不高，其特点是对接焊缝往往成为它的薄弱环节，为了确保焊接质量，施工中必须严格实施氩弧焊和X光射线探伤操作要求。

6售气机

　售气机具有加气、计量、计价、统计与限压等功能·目前国产售气机大多采用进口质量流量计。

电磁阀采用国内产品的日渐增加。

经运行发现售气机机械故障发生较为频繁．影响了加气站的正常运行。

（1）过滤器

　售气机各级电磁阀前大多装有过滤器，这对于设置后置脱水装置的加气站尤为必要。

但部分售气机的过滤器其过滤面积过小。

造成过滤器极易堵塞或滤网破坏，给售气机阀门带来了隐患，因此设置合理有效的过滤器是售气机正常工作的基础条件之

（2）两位三通阀泄漏及电磁阀和单向阀故障率高发是应引起重视的问题。

特别在经营状况较好的加气站，两位三通阀正常使用寿命仅数月，给加气带来了较大的影响，而电磁阀和单向阀（特别是三连电磁阀）零件损坏频繁，甚至造成一路无法修复整个三连电磁阀报废的局面，所以提高阀件的使用寿命和选用单体电磁阀是售气机制造厂应考虑的问题。

（3）限压功能

　售气机普遍具有限压功能，当加气压力达到天然气汽车储气瓶压力最大值（20MPa）时，售气机自动停止售气。

目前需要注意的是这一功能的正确发挥，部分售气机的限压设定值往往偏差较大。

造成汽车储气瓶的安全隐患。

为此，个人认为应加强重视这一涉及安全的充装措施。

限压设定值的偏差宜控制在汽车储气瓶允许最高工作压力的±5％以内。

　综上所述，在运行加气站通过提高技术水平、强化设备的维护保养和结合运行实际实施技术改造。

提高了加气站的运行质量和可靠性。

当前。

应进一步加强管理．切实贯彻有关规范的要求．认真做好高压系统的检验与测试工作：

（1）开展高压储气容器的周期检验。

（2）高压安全阀的定期校验。

（3）压力、温度变送器的定期校验。

（特别是压缩机控制系统中的压力变送器）（4）实施高压输气管道的周期检验，特别是焊接连接管道的焊缝检验和管道壁厚测定。

压缩天然气供应工艺及规模的探讨

　　天然气是优质高效清洁的能源，管道输送是天然气输送的基本方式。

实践证明，大规模天然气输送，采用管道是最经济的有效的输送方式。

此外，还可采用其他两种输送方式。

一种是液化天然气（LNG），是将天然气液化后再进行储运；另一种是压缩天然气（CNG）。

由于输气干线的建设受城市气化条件、经济实力、用户气价承受能力等综合因素的限制，使得输气干线难以联网，供应范围受到限制，并且只能向长输管道沿线城镇供气。

因此如何满足长输管线周边中小规模城镇的天然气需求，将成为一个新的研究课题。

压缩天然气（CNG），是将天然气净化压缩后，储存在专门的容器内用汽车运送。

我国目前除了应用于天然气汽车之外，对城镇的天然气从应也已陆续开始。

以下就CNG技术应用于城镇燃气供应进行探讨。

2 CNG系统工艺流程 

　　CNG系统供应城镇方式源自天然气汽车加气的子母站系统。

由于子母站系统技术成熟、灵活方便，而且投资比建独立加气站少，因而提出借鉴子母站系统的运行方式采用CNG供应城镇燃气。

CNG城镇燃气供应系统主要由取气点加压站、CNG钢瓶拖车、城镇卸气站、城镇输配管网组成、工艺流程框图见图1。

　　天然气首先经计量、调压后进入净化装置，脱除水、硫化氢、二氧化碳，达到标准要求。

经压缩机加压至15－20MPa，通过加压站的高压胶管和快装接头向CNG钢瓶拖车充气，当钢瓶压力达到设定值后，压缩机自动停机。

CNG钢瓶拖车通过公路运输到达城镇卸气站，通过卸气站的高压管和快装接头卸气，CNG首先进入一级换热器加热（防止天然然气通过调压器减压时温降过大，影响后续设备及管网正常运行），再进入一级调压器减压，之后依次经过二级换热器、二级调压器、三级调压器，将压力调至城镇管网运行压力，经计量、加臭后进入城镇输配管网。

　　卸气装置的加热和调压级数应综合钢瓶拖车最高工作压力、调压装置卸气能力、城镇管网设计压力等因素确定。

卸气站的调峰可采用多种方式，如管束储气、储罐储气、设调峰气源以及利用瓶拖车等。

由于每辆钢瓶拖车的载气能力为3000－6000m3，具有一珲的调峰能力，利用CNG钢瓶拖车调峰不失为一种经济、灵活的调峰手段。

3 供应方案比较

　　由于受拖车数量、运输条件、运距、气候等因素限制，决定了CNG系统供气规模不宜过大。

现以供气规模为2万户和5万户居民为例。

分析CNG供应和长输管道供应两种方式的适用范围，见表1。

方案一为CNG供气方案，包括取气点加压站、钢瓶拖车、城镇卸气站、城镇输配管网。

方案二为长输管道方案，包括长输管道、城镇门站、城镇输配管网。

两种方案均暂不考虑供应沿线城镇，从而得出不同输送方式与供气规模、运距（以10－500km为限）、投资及成本等因素的相互关系。

其中城镇输配管网方案相同，调峰储气设施根据不同方案分别考虑，长输管道输送方案的储存容积根据用户计算月平均日用气量确定，CNG方案储存容积由于目前尚无规范可依，考虑该供气方式特点，暂按2－3天计算月平均日用气量考虑。

天然气原料价格暂按0．55元／m3计算。

通过方案比较分析如下：

（1） 供气规模相同的情况下，随着运距的加大，CNG输送和长输管道输送的投资及成本均呈增长趋势，其中长输管道的增幅较大。

（2） 随着供气规模的扩大，长输管道的投资增加幅度相对较小，成本的下降趋势较为明显，而CNG输送的投资增加幅度较大，成本降低趋势不明显，可见供气规模对CNG输送方式的投资影响较大。

（3） 当供气规模2万户左右，成本控制在1．6元／m3以内时，运距在80km以内采用长输管道输送较为合理；而在80－250km范围内采用CNG方案在用户承受能力、投资和成本上较占优势。

（ 4） 当供气规模在5万户左右时，300km以内宜采用长输管道输送，300－400km范围内可采用CNG输送。

但考虑到供气规模较大，应结合当地气源状况、运输条件等具体情况，在确保能够安全稳定供应CNG的前提下采用该方案。

表1 CNG与长输管道输送方案比较表

（5）随着供气规模的扩大，由于受拖车数量、运距等条件制约，CNG输送方式的适用范围逐步缩小，供气规模不宜过大，宜控制在5万户以内。

（6） 通过定量分析两种供应方式，当城镇供气规模过大或供气距离过长时，宜采用其他供气方案。

（7） 以上CNG城镇供应方式是在将取气点设在气田附近（原料价格0．55元/m3）这一特定条件下进行比较的，如果考虑从长输管道所连接的就近城市取气，其原料价格将会增加（据初步估计到城市门站的天然气价格为1.1-1.3元/m3，如果销售的平均气价不变（1.8-1.9元/m3）CGN供气方式的供气范围将会缩小。

建议CNG取气点建在气田附近以便能够得到廉价的CNG，或可以将这一供应方式应用于气价承受能力较大的城镇。

4 结 论

（1） CNG为缺能城镇提供了一种新的供应方式，也为天然气在国内市场开发出一片新的领域。

（2） CNG供应城镇系统具有工艺简单、投资省、成本低、工期短、见效快的优点，适于向距气源较近的中小城镇供应燃气。

通过实际应用，证明CNG城镇燃气供应方式具有一定的推广价值。

（3） 由于影响CNG城镇供应方式的因素较多，应综合考虑其供气规模、用气性质、气源位置及数量、原料价格、运距等因素，合理地确定供气方案

撬装式门站，撬装的原理

撬装是指一组设备固定在一个角钢或工字钢制成的底盘上，移动、就位可以使用用撬杠（现在都用起重设备了）。

这一组设备是裸露的，在这一点上区别于调压箱。

其实其他撬装设备也很多，比如：

撬装式发电机组、撬装式空气压缩机以及换热机组等。

进口撬装式CNG加气站常见故障的诊断和排除

摘要：

本文列举了进口CNG加气站的主要设备，撬装式压缩机站和售气机的常见故障，并依据多年的实际经验，介绍了故障的诊断和排故技术。

　关键词 CNG进口加气站故障诊断

　进口CNG加气站上的主要设备，橇装式压缩机站和售气机，都是机电一体化设备。

自动化程度高，工作安全可靠。

这类设备一般都没有设置手动操作系统，一旦出现故障，哪怕是很小的故障，都可能引起系统的保护性自动停机，而无法手动启动。

只有熟练的掌握这些设备的故障诊断和排除技术，才能及时排故，使设备恢复生产，确保加气站的正常运营。

1压缩机润滑系统

　润滑系统出现故障，会给压缩机造成比较大的损坏，所以为了安全起见，控制系统都要让压缩机自动停机，并显示相应的故障代号或故障位置。

常见的故障可能有以下几种情况。

润滑油位过低 

油位传感器（开关）位置过高。

当油位过低的故障代码出现时，观察压缩机端面的玻璃视窗中的油位是否在中线以上。

否则应将油位开关的安装位置予以调整。

如果确实缺油，应及时补充。

要注意油位应不低于中线。

润滑系统油压过低 

油过滤器过脏，堵塞油路，压降增大，会使后续的管路油压降低。

应检查清理油过滤器或更换油过滤器元件。

油路系统漏油时油压必然降低，检查管路接头是否有漏油现象。

管路油压传感器失灵会产生虚假信息，检查压力传感器有无故障。

压力调节器调整不当，也会造成油压降低，应检查和调节油压调节器的位置。

润滑油系统油泵工作不下常，油压肯写定降低，检查油泵。

如果在启动过程中出现油压低的故障信号而不能启动时，若在冬天有可能因温度低油粘度高，短时间油压达不到所致，可多起动几次就可恢复正常。

或者，由技术人员将预润滑泵延时工作时间设置适当加长即可。

气缸润滑系统缺油 

油不流动传感器失灵往往产生错误信号，应首先检查或更换（大多情况是固化在壳体内的电池耗尽。

并不象厂商允诺的工作寿命6-10年，经常几个月就没电了）。

更换时应将整个总成全部换掉，否则仍然可以出现问题。

如果身边暂时没有备件，在确信系统并不缺油的前提下，为了不停机影响生产，亦可采取两种临时办法。

修改控制软件使计算机不再临测该信号。

或者，将传感器输出的两根信号线短接即可。

注意，这只能解决燃眉之急，其间必须经常用其它方法监测油路。

柱塞泵出现故障，无法向系统供油，应及时检查维修或更换。

润滑油分配器滑阀卡死。

一般是由润滑油中的杂质引起的。

不仅要将分配器分解清洗，还要进一步查清润滑油不干净的原因，比如油过滤器过脏或破损，