油田工程师考试卷（答案）

工程师考核表

注：总分=笔试成绩*30%+演练成绩*20%+访谈成绩+工作经历（本岗位工作满5

年及以上得5分，3〜5年得4分，3年以下得2分）

1对油田积极井控理念的理解，如何落实（2分）

参考：积极井控理念：“怀疑溢流关井观察，发现溢流立即关井”

理解：只要是参数异常显示出溢流的可能性，第一时间立即关井观察，不能等落实是否

是溢流之后才关井。

落实：在生产过程中把井控安全放安全管理首位，严格执行井控管理制度，落实井控细

则，向下级传达甲方相关井控要求。

①钻井队应按钻井工程设计选择钻井液类型和密度值，钻井中要进行以监测地层压力为

主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当发现设计与实际不符时，应按审批程序

及时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，钻井队可先处理，同时上报。

②、油气层钻进期间，发现溢流应立即关井，严禁强行起钻至安全井段，应采用硬关井

的方式控制井口。

③、发生卡钻需泡解卡剂、泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保

井筒液柱压力不小于裸眼井段的最高地层压力。

④、预探井装完防喷器后，每只钻头入井下钻到底进入新地层前开始做低泵冲试验。其

它井在钻

⑤、开油气层验收前一开次每趟钻下钻到底开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作

业时每日做低泵冲试验并作好泵冲、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发

生较大变化时应及时补测。

2对油田公司'监督中心等井控制度要求传达落实情况（3分）

2.1井控细则要求

2.1.1加重材料及重浆储备要求：

1）距钻井液站100公里以内的开发井，在钻开油气层前储备加重材料，加重材料的

储备量确保能将1.5倍井筒容积井浆密度提高0.15g/cm3〜0.20g/cm3。“三高”气

井、预探井，在安装封井器后储备加重材料，加重材料的储备量确保能将1.5倍井筒

容积钻井液密度提高0.15g/cm3〜0.20g/cm3,在钻开地质设计预测的储层段前应储备

1倍井筒容积比设计钻井液密度上限高0.20g/cm3的加重钻井液。

2）距钻井液站100公里以外的井，按照不同井别储备：

a）开发井和评价井在钻开油气层前储备加重材料，加重材料的储备量确保能将1.5倍

井筒容积钻井液密度提高0.15g/cm3〜0.20g/cm3,在钻开地质设计预测的储层段前应

储备1.5倍井筒容积比设计钻井液密度上限高0.20g/cm3的加重钻井液，并配套使

用自动下灰加重装置。

b）“三高”气井、预探井在安装防喷器之后储备加重材料，加重材料的储备量确保能

将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.20g/cm3；在钻开地质设计预测的储层段前应储

备2倍井筒容积比设计钻井液密度上限高0.20g/cm3的加重钻井液，并且配套使用

自动下灰加重装置。对易漏失井应储备一定量的钻井液堵漏材料。

2.1.2什么情况应进行短程起下钻，检查油气侵，及时发现和控制溢流

2.1.2.1什么情况应进行短程起下钻

a）钻开油气层后每次起钻前。除“三高”气井、预探井外的其他井后期若井筒稳定、

气测值无异常、钻井液性能稳定且未钻开新油气层的情况下，起钻前可以不进行短程

起下钻检测油气上窜速度。

b）溢流压井后起钻前。

c）目的层井漏堵漏或尚未完全堵住起钻前。

D）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。

e）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管和中途测试等）起钻前。

f）降低钻井液密度后

2.1.2.2短程起下钻的基本作法

一般情况下试起10~15柱钻具，水平井、井斜超过60。的井起钻至直井段，停泵

观察，再下入井底循环观察一周，当钻井液无油气侵时则可正式起钻。否则，应循环排

除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻。

储能器应始终处于工作压力状态。远程控制台待命状态时，确保油标位于许可最高油

线与最低油线的中间位置，充氮气压力7MPa±0.7MPa,气源压力0.65MPa〜0.80MPa,

储能器压力为18.5MPa〜21MPa,环形防喷器压力9.0MPa~10.5MPa,管汇压力

10.5MPa±1.0MPao钻开油气层前应对远程控制台预充氮气压力进行检测，并留存相关

记录。

2.2井控安全“零容忍”负面问题清单23条；井控安全管理“黑名单”10条；井控工

作，，十个严禁，，等。

2.2.1井控安全“零容忍”负面问题清单

1）井控装备配套不符合设计要求；

2）井控装备现场使用超期未试压、未检测、未经过井控车间检维修直接供井；

3）下套管前未按要求换装闸板封芯、未按要求配套使用剪切闸板、井队相关人员

不会正确操作使用剪切闸板;

4）钻井未按要求开展钻开油气层申报审批或验收不合格就钻开油气层；完井测试

作业未开展开工验收或验收不合格就开工作业；

5）未按照设计要求储备重浆及加重材料；

6）泥浆工、录井联机员未按要求坐岗，未及时发现溢流或井漏并报警；发现异常

未分析原因；填报虚假坐岗记录；

7）正副平台经理、书记、工程师、正副司钻、泥浆工和录井人员井控能力评估不

合格；

8）绳缆作业、连续油管作业防喷系统未按要求配备、试压及检测；

9）在未确认井筒处于可控状态的情况下换装井口；

10）井控装备在现场使用过程中出现不能完成关井的故障；

11）内防喷工具未正确配备（旋塞、箭形、浮阀等）或钻台备用内防喷工具未处于

正常待命状态；

12）录井配备的出口流量监测设备、HzS监测设备及液面监测设备未定期校核或不

能正常工作；监测设备报警门限未按要求设置；

13）现场未按要求开展防喷演习或防喷演习失败（关、开井关键程序错误或未关住

井）；

14）起下管柱、电测、井漏状态下未按要求灌浆并计量；液面不在井口时未及时监

测井下液面；未制定吊罐措施或未按措施执行；

15）起下钻未使用专用罐计量；人为引起液面变化未及时通报并记录；

16）揭开油气层后未按要求进行短程起下钻检测油气上窜速度或油气上窜速度不满

足安全起下钻要求就进行起下钻作业；

17）起钻前未充分循环排后效或未压稳油气层；具备井底循环条件但未下钻到底进

行循环排后效；下钻到底未按要求循环排后效就进行下步作业；

18）油气层及油气层顶部起下钻作业，未按要求控制起下钻速度；

19）领导带班及井控专家制度未落实到位的；

20）现场地质人员未依据地质设计及时进行风险提示；

21）特殊作业未开展井控风险识别、未制定应急预案措施、未实施联合应急演练就

进行作业；

22）安全防护设备设施未按要求配备、检测、使用。

23）测试过程中，高压气井环空压力异常上升或下降未及时上报；控制措施未有效

落实；

2.2.2有下列情形之一的，承包商基层队伍和责任人纳入“黑名单”：

1）发生IHIIIIV级井控事故。

2）发生井控事件且启动分公司井控应急预案。

3）溢流量超过1m没有发现、溢流量起过2m2尚未启动关井程序以及关井时间超过井

控细则规定的违规行为，造成关井套压高于20MPa的2次或超过30MPa以上。

4）造成井口套管、套管头偏磨或油层套管损坏影响后期作业的质量事故。

5）未经甲方允许，擅自钻开油气层。

6）油气层施工作业过程中，井控设备存在隐患未整治。

7）钻开油气层后，未严格执行井控技术标准规范，造成溢流、井涌。

8）施工作业过程中，井处于无控状态。

9）特种作业（测井、下支撑管）开工前，未对井控风险进行识别，未制定井控风险管控

措施，未开展应急滨练。

10）井控资料弄虚作假，伪造数据、内容，井控设备检测报告或鉴定结论造假。

2.2.3井控工作“十个严禁”

D严禁发现溢流不关井请示汇报。

2）严禁井场不满足井控要求施工。

3）严禁井控设计内容不合规或井控设计执行不严施工。

4)严禁井控装备及钻具内防喷工具配套不达标施工。

5)严禁井控风险防控不到位施工。

6)严禁井控能力评估不合格上岗。

7)严禁新队伍首井承揽高风险井。

8)严禁新监督从事高风险井监管。

9)严禁压减井控安全合理投入。

10)严禁削弱各级井控管理力量。

3对本岗位井控职责的认知、理解，如何落实(3分)

钻井工程师井控职责

(1)成立钻井队井控领导小组，井控工作实行平台经理负责制。

(2)负责编制井控培训计划并监督实施。

(3)井控装备安装就绪后，组织每个作业班组定期进行防喷演习。

(4)每周星期一组织大班人员对井控设备进行检查，发现问题及时落实整改。

(5)负责制定本队井控工作规章制度和奖惩制度。

(6)严格执行井控工作九项管理制度和井控实施细则以及各油田公司的相关规定。

(7)负责组织复杂井控作业，组织现场人员配制压井泥浆，按设计要求压井。

(8)按井控实施细则要求执行干部24小时值班制度。

(9)对坐岗情况进行监督、检查及坐岗记录签字。

(10)申报钻开油气层验收后，组织召开每周一次的井控例会。

11)与录井队联动进行井控、溢流监测，负责防井喷、防H2s应急预案编制，组织各单

位联合应急演练开展。

4现场井控培训'授课情况；上次井控例会的内容(2分)

工程师每周对员工进行一次井控知识培训或案例学习。

5本岗位涉及井控装备的了解、使用'维护、保养情况(2分)

钻井工程师负责井上使用的全部井控装置的管理工作

5.1井控设备有哪些功能？

①预防井喷，防止井喷条件的形成；

②发现溢流时关井求取地层压力，为压井液密度提供依据；

③迅速控制井喷，重建井内压力控制；

④处理复杂情况。井喷失控后进行压火抢险等到作业。

5.2节流管汇常开'常关闸门分别是哪些？

常开：节2a、节3a、节5、节6a、节7、节9；

常关：节ab、节3b、节6b、节8、节10。

5.3软关井时为何先关环形防喷器？

①防止液流在关闭的瞬间冲坏或剌坏闸板前部的橡胶密封；

②保持钻具居中，便于闸板顺利进行关井。

5.4现场对闸板防喷器进行低压试验的目的是什么？

检查闸板顶部与壳体凸缘的接触情况，在井压为2MPa时，闸板顶部应基本不漏(国产

防喷器的井压助封，当井液压力很低时，闸板顶部的密封效果并不十分可靠，可能有井

液溢漏，现场对闸板防喷器试压时，常需进行低压试验）。

5.5手动机械锁紧装置的功用是什么？

防喷器液压关井后，采用手动机械锁紧装置将闸板固定住，然后将液控压力油的高压卸

掉，以免长期关井蹩漏油管并防止“开井失控”误操作事故。

5.635MPa及以上压力等级的节流管汇上需配置低量程压力表的目的是什么？

为准确观察溢流关井后的套压变化，（35）MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置（16）

MPa的低量程压力表。

5.7远控房储能器制备超高压步骤。

在储能器压力不能实施控制（断电）时才能使用：将电泵及气泵输油管线汇合处的

截止阀关闭，开启旁通阀，打开气泵进气管路上的旁通截止阀，开启气泵进气阀，气泵

运转，就可以超高压值，实施关井。使用时应注意：（1）停电泵；（2）关储能器进出油

的截止阀；（3）打开气泵进油阀；（4）打开旁通阀；（5）打开气泵进气阀，气泵启动。

6井控装置常见故障分折与排除（1分）

序号常见故障故障制造故障排除

节流控制箱打不上压打开溢流阀使溢流阀不工作，调整溢流阀，检查消声

1

及气动泵不工作堵塞消声器器

阀位变送器阀位开关松动阀位气源管线快速接头使检查阀位变送器工作状

2

度不准确气源管线有气体外漏况及线路检维修

1、调整气源压力调节阀使输1,检查气动泵气源压力

液压远程控制台气动

3入气源压力低于0.4Map2.检查气动泵消声器是

泵不工作

2,堵塞气动泵消声器否堵塞

液压远程控制台三缸打开三缸柱塞泵溢流阀使溢流检查观察孔是否有溢流

4

柱塞泵打压慢阀溢流现象（油箱观察孔）

调整手动减压调压阀，

液压远程控制台汇流调整手动减压调压阀使压力降

5检查有无溢流现象（油

管油压过低低

箱观察孔）

检查司钻控制台有无漏

司钻控制台传送油压

6调整减压调压阀使压力过低气现象，调整减压调压

压力过低

阀

用力关闭手动平板阀不作反转检查管汇手动平板阀开

7手动平板阀关闭不严

动作使手动平板阀阀板不浮动关状态

旋转控制头的故障判断与处理方法

旋转控制头的故障判断与处理方法

序

故障名称原因分析处理方法

号

校正井口,保证大车、转投、井口

井口偏差过大

中心三点一线的偏差WIOn.

钻具接头毛刺没有物底清除.砌底打磨、清除接头毛剌,保证接

加速胶芯的损坏头表面无明显凸起

卜钻时每柱钻杆、体进时每接一次

作业过程中胶芯未及时润滑单根应沿钻具向庭转捽制头总成浇

控制头胶芯提

1〜2L废机油.确保胶芯润滑

1前损坏、漏失

控制起下钻速度.过接头时速度不

砧其上卜活动时，速度过快

应超过4米/分钟

欠平街作业时井口向乐柠制过欠平衡作业时压力尽量控制在3-

高5MPa

选用了带标记槽怙具或新饵耐选用不带标记槽和末饵耐扇带的钻

磨带的钻具A

严格捽制网乐在3-5%压力下作

欠平衡作业时回压拉压过高

亚

怙进中胶芯出在较高压力下活动砧具（过接乐力超过7MPa时.尽51不活动钻

2现翻胶头）M

或爆裂出现明时高止.立即停止作业关团

钻进中瞬时出现高压.未及时

防喷器,并濯掉配转控制头壳体内

处理

的圈闭压力

轻微漏失维续1：作，及时监测漏失

水密封盘根磨损漏失9.如漏失量持续增大,应更换总

旋转总成外部

3成

漏水

井口未校正或未校正到位.造校正井口，尽量保证天车、转盘、

成水盘根过早损坏井口中心三点一线的偏差WlOmm

壳体密封盘根损坏更换壳体密封盘根

试乐时，旋转维修壳体密封槽.如果无法作品.

壳体密封槽腐蚀严重

4总成与则更换壳体

壳体漏失匕嘛控制压力不转或未上紧安使用21VPaK检柠制压力关闭K

个螺松».片盆固安个螺怆

环形防喷器的故障判断及处理方法

序故障名

原因分析处理方法

号称

大盖及壳体之间、观察孔

外观发现漏

1和爪块等漏油防喷器相如果漏失严重，更换防喷器

油

应部位密封失效

分别开关防喷器观察检查，如果还

远程控制台内

存在泄漏,将三位四通换向阀倒至

控制环形的三

中位,防止液压油枳蓄漏失，更换

2位四通换向阀防喷器内部油路窜漏

防喷器

的回油口出现

三位四通换向阀本身密封失效.维

油流

修或更换三位四通换向阀

将三位四通换向阀倒至中位,防止

泥浆中发现有防喷器油路密封火效，液压油富

3液压油继续漏失，确认后更换防喷

液压油入井筒

器

冬季保温措俺不到位，保温效果

差.胶芯塑性变形能力差导致密进行有效保温

封失效

调整控制油压至标准值（10.5MPG

防啧器的控制油压太低或更高,反复开关防喷器，如果仍

4胶芯密封失效

然不能密封,更换防喷器

胶芯损坏严重：在胶芯通径方

向有明显的、贯通的掉胶、撕

更换防喷器

裂；或在径向上有整体掉胶超

过胶芯主通径高度的"3

胶芯恢豆时间不足适当延长胶芯恢狂时间1小时以上

胶芯主通径恢冬季保温措施不到位,保温效果

5进行有效保温

身慢差

胶芯老化更换防喷器

闸板防喷器的故障判断与处理方法

序

故障名称原因分析处理方法

号

活塞杆挂钩、闸板总成挂钩、夹维修或更换部件：如果现场无法

持器螺钉断裂修亚,更换防喷器

液压钺紧机构未解钺检查维修液乐锁'紧机构

对F动锁紧机构解锁后,重新开

1防喷器打不开自防喷器：如果手动锁紧机构已

手动锁紧机构未解锁

经损坏并无法修红，则更换防喷

器

更换密封件：如果现场无法修复.

防喷器内部油路窜漏严重

更换防喷涔

防喷器油路与井压密封失效，液更换密封件：如果现场无法修员，

压油从闸板轴孔内窜入井筒更换防喷器

控制管线安装错误重新安装控制管线

防喷器开关不

2冬季长期停r后同板腔室产生冰

动作保温后重新进行开关操作

冻.K住闸板总成无法移动

闸板总成前密封或顶密封胶芯磨

更换闸板总成或闸板胶芯

损严重或损坏

修旦密封面：如果现场无法修复.

同板腔空顶密封面损坏

更换防喷器

恻门盘根失效更换便1门密封盘根

3腔体密封失效维修侧门盘根槽.如果现场无法

侧门盘根槽损坏

修红，则更换防喷器

更换闸板轴井压密封盘根，如果

闸板轴井压密封盘根密封失效

现场无法修女,则更换防喷器

闸板总成与所密封钻柱尺寸不对检查钻柱尺寸是否与闸板总成尺

应寸相对应

手动锁紧装置解锁不到位，防喷关闭防喷器,将手动锁紧装置解

器没有完全开启到位锁到位后.重新开启防喷器

冬季长期停工后闸板腔室产生冰保温或冲洗腔室.再反复开关防

侧门打不开（歌

4冻，K住闸板总成无法移动啧器

福尔结构）

同板轴与侧板总成挂钩间附着沉

冲洗清除闸板轴与闸板总成挂钩

淀的南晶石粉或铁矿粉.导致闸

之间固相物质

板总成不能白由滑动

螺栓未紧平或使用中松动重新紧固螺检

密封垫环槽仃缺陷或环槽未清清洗密封垫环槽,如果密封垫环槽

连接法兰密封洗干净损坏严重,则更换防喷器

5

失效

峦封垫环的密封面损坏更换新的密封垫环

BX型密封型环重史使用更换新的密封垫环

将三位四通换向阀倒至中位,防止

泥浆中发现有防喷器油路密封失效，液压油用

6液压油继续漏失，确认后更换防喷

液压油入井筒

器

更换密封件，如果无法维修.则更

7外观发现漏油油路密封失效

换防喷器

8液乐锁不解镯液压镇的顺序阀工作不正常等反亚开关防喷器或楼修液压锁

俵崇轴与活塞轩（锁紧支架）粘更换活塞杆或篌紧杆:如果无法维

扣修，则更换防喷器

手动钺紧机构

9赖索机构未解镜或未解锁到位，

工作失效

就开启防喷器，造成钺紧杆弯曲如果无法维修，则更换防喷器

或螺纹损坏

平板阀的故障判断与处理方法

庠

故障名称原因分析处理方法

号

传动釉承锈死或损坏注油保养.更换轴承

阀杆螺纹粘扣或损坏检修或更换阀忏

轴承套定位螺H松动,安装位置

开关力矩大

1发生变化,造成轴承、阀杆等部将轴承套旋索到正确位置.并进行

件的配合间隙减小或运固定

干涉

阀板与阀座之间夹有硬质异物更换阀门

阀杆盘根损坏更换盘根

兀闭后手轮未回转一定圈数.雨关闭到位后手轮回转1/4〜1/2圈.

板没向处于浮动状态带省力机构的回转3〜4圈

2阀门密封失效

倜座、阀板套封面损佛更换阀座、阀板

由于阀腔异物（沉砂、水泥、冰

清除阀腔异物

块等）导致阀板不能关闭到位

液缸盘根失效更换液缸盘根

液动阀液缸漏

3活塞杆损伤维修或更换活塞杆

油

显示杆弯曲变形或损伤维修或更换整示杆

传动销断裂更换传动销

手动平板阀手

4轮转动灵活，但阀杆断裂更换阀杆

不能实现开关

阀计螺纹或螺母滑扣更换阀忏螺纹或螺母滑指

远程台的故障判断及处理方法

次故惊名

.原因分析处理方法

号称

补充氮气压力或更换控制系

系统升压缓钻防器黑气压力过低

统

1慢或某长期

油箱油量不肥补充液压油空规定液面高度

不停

泵吸入管线不畅通域混检修滤网、紧固吸入口连接

入空气或排尽空气

泵出口单流阀失效更换单流阀

油路泄压阀、换向陶等阿

检修或更换阀件

件泄漏

压力控制器控制失效检修调试或更换压力控制器

溢流阀溢流压力设置过

检修调试或可换溢流阀

低或失效

检直、紧固吸入口连接.并

电动录_E作泵吸入U泄入空气

排尽空气

2噪声、震动

检直排油单流阀凡尔是否卡

异常个别柱塞缸工作不正常

死或更换单流阀凡尔

三缸柱塞定调松至每分钟漏油2-3滴

3缸套温度过柱寨盘根压帽M紧

更换盘根

高

泄压阀未关闭或失效关闭回油阀或更换阀门

三位四通换向阀泄漏检修三位叫通换向阀

系统压力不调压阀漏失检修调压阀

4

稔连接部位漏火重新连接紧同

溢流阀失效检修流流阀

防喷器液业:牢漏检修或更换设备

管线、管排接部位松动外新连接紧固

5

架、由壬森根损坏更换由壬盘根

防火胶管漏防火胶管管体被剌（压）

更换防火胶管

失瑞

司钻台的故障判断及处理方法

序故障名

原因分析处理方法

号称

压力表损坏更换压力表

传感器故障（调乱或损

检修调整或更换传感器

压力表不显坏）

1示或显示不气管束连接部位或管线

重新连接或更换气管束

准泄漏

筲路堵塞或冬季排水保及时对管路迸行吹扫、排水

温不及时造成冰堵和保温.

防项整开关位置他示黯气北卡死清洗保养开关显示器、气缸

位置显示器

2位置显示器气缶:涧滑不

不动作或不调黎汕身黑混汕岸:或加油

好

灵活

气管束连接曲:未上紧漏

检杳上紧连接总：

司钻台操作气

3时，远程台气管束本体损坏漏气维修或更换气管束

反应太慢气管•束不悔通排堵或变换气管束

气诲压力过低调整气派FK力之标准埴

远程台换向阀气缸后阻、检也排除换向阀气缸阳卡因

不灵活素

远程台的环形调压阀的

司钻台环修

选择开关没有指向司钻将选择开关指向司钻台

调FE口寸，调

台

1

节

司钻介空气调压阀损坏检修或更换空气调压阀

压力不动作

冬季气管束冰堵及时排水并做好保泡措施

远程台的环形调正阀、管

检修坡更换调压阀

汇调乐阀漏大

月钻台庆力

5远程台的油路或共它阀紧固油路接头，或维修更换

表不断变化

件漏失相应阀件

因什坏修或管汇检修油路

节流背汇的故障判断及处理方法

序故障名

原因分析处理方法

号称

节流循环时网芯断裂脱落检修更换损坏的节流阀芯

1节流阀无法

阀芯或阀座刺环严重更换阀芯或阀座

控制回压

打开排堵法兰清除枳物，在

节流循环时节流阀阀腔被躇塞

2节流管汇前安装过谑阀

通道堵塞

阀杆本体断裂堵塞阿座更换阀杆

液东仪表法兰活寤隔夜补充活塞隔离液：或清洗维

液漏失：或活塞k死修活塞

溢流时（试液压仪表法兰下部的平

3压时〉仪表板阀没有开肩（此阀为常开启平板阀

不显示压力开阀）

压力表前部的截止阀没

开启截止阀

有开启

操作手动节阀杆外端部限位螺帽断更换阀杆外端部限位螺帽或

流阀时，陶裂或滑扣阀杆

4

杆闿杆内部限位导向销断

更换阀杆内部限位导向销

无法限位裂

液动节流阀密封世根损坏更换密封盘根

5

显示杆漏油显示杆拉伤缔修或更换显示杆

液动节流阀内部液缸油

维修或更换液血总成

液动节流阀路窜漏产重

6

开关不动作控制管线或接头堵塞检杳维修接头或疏通管线

节控箱换向阀帘漏维修或更换换向闱

压井管水的故障判断与处理方法

序号故障名狗：原因分析处理方法

单流㈣回芯或西监刺坏更换内芯成胸障

国井单流冏工

1笊流网的芯被异物垫住.不能

作不正常消除异物

实现雷封

压井的水泥车单流㈣网芯被K死.不能自由

2检食清洗或更换阀芯

泵压异常工作

压力表损坏更换技力表

3压力表不显示液压仪表法兰下部的平板网没

开日平板蔺

仃开启《此词为石开西）

行控箱的故障划断与处理方法

序号故障名称原因分析处理方法

1、数醍表设置不正确1、承新设置数刷表

2、油箱油量不足2、补充液压油至规定液面前度

3、吸入管线破裂或接头松动.3、检食或桑周进油管路,并排尽

造板浆吸入空气空气

4、吸入管线母寒4、疏通吸入管线

案不能打压到

15、单流网失效5、检直或维修单海阔

领定工作压力

6、电机相线接错.造成京耨向

6、调换电机相线.使京转向正确

错误

7、重新设置溢流阀谥流压力至规

7、溢流冏设置的洛施压力较低

定值，2.5-4.2MPa

8、湾压蔺关闭不严、或换