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某電廠一期工程建設(shè)4臺660MW超臨界機組，鍋爐為上海電氣集團(tuán)有限公司生產(chǎn)的超臨界變壓直流爐，一次再熱、四角切圓燃燒、緊身封閉、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)塔式爐，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量2236t/h；

汽輪機為東方汽輪機廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的NZK660-24.2/566/566型超臨界、三缸四排汽、一次中間再熱直接空冷凝汽式機組；

發(fā)電機為東方電機股份有限公司生產(chǎn)的QFSN-660-2-22B自并勵水氫氫冷卻機組。四臺機組于2013年3月開始開工建設(shè)，2014年12月第一臺機組投產(chǎn)發(fā)電。

機組在參建各方的共同努力下，分部試運和整套啟動期間各項技術(shù)指標(biāo)優(yōu)良，工程質(zhì)量和施工工藝水平較高：

1、#2機組實現(xiàn)了七個一次成功：即廠用電受電、鍋爐水壓、汽機扣蓋、鍋爐點火、汽機沖轉(zhuǎn)、并網(wǎng)發(fā)電和168h試運，七個一次成功；

2、主要試運技術(shù)指標(biāo)優(yōu)良：汽機真空14KPa，機組真空嚴(yán)密性試驗值＜42.5Pa/min（遠(yuǎn)超優(yōu)良標(biāo)準(zhǔn)），熱控自動投入率100％（設(shè)計117套，投入117套）；熱控主保護(hù)投入率100％（設(shè)計42套，投入42套），電氣主保護(hù)投入率100％（設(shè)計71套，投入71套）；脫硫效率大于96％，凈煙氣SO2含量小于30mg/Nm3，脫硝效率大于80％，凈煙氣NOx含量小于80mg/Nm3，符合新的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》；主要儀表投入率100％；DCS測點投入率99.9％；機組軸系振動值除7號瓦軸振為75um外，其它瓦均在50um以下，達(dá)到優(yōu)良標(biāo)準(zhǔn)。

3、機組實現(xiàn)了脫硫脫硝等環(huán)保設(shè)施的“三同時”，主要環(huán)保設(shè)施和主體工程做到了同步投運，且指標(biāo)良好。

4、鍋爐在分部試運和整套啟動期間，鍋爐受熱面及承壓部件焊口無一個出現(xiàn)泄漏，整體安裝和焊接質(zhì)量優(yōu)良。一次也未出現(xiàn)因鍋爐及鍋爐輔機方面造成停機而耽擱試運的情況。目前存在主汽溫度與再熱汽溫不匹配的問題，經(jīng)多方調(diào)試，主汽溫度低于設(shè)計值25℃左右，再熱汽溫有超溫趨勢，需進(jìn)一步分析解決。

5、電氣專業(yè)主要設(shè)備及輔助系統(tǒng)安裝和調(diào)試質(zhì)量優(yōu)良：整套啟動期間未出現(xiàn)因電氣設(shè)備系統(tǒng)和保護(hù)問題，造成停機而耽擱試運進(jìn)展的事件。

6、熱工專業(yè)主要設(shè)備及輔助系統(tǒng)安裝和調(diào)試質(zhì)量優(yōu)良：整套啟動期間未出現(xiàn)因熱控設(shè)備系統(tǒng)和邏輯問題，造成跳機而耽擱試運進(jìn)展的事件。

7、機組在冬季嚴(yán)寒天氣進(jìn)行整套啟動，由于采取的各項防凍措施扎實有效，試運期間未出現(xiàn)大的設(shè)備受凍損壞事件。

機組整套試運過程中也出現(xiàn)一些問題，需要認(rèn)真分析汲取教訓(xùn)，現(xiàn)將試運過程中的主要問題小結(jié)如下：

一、2號機組振動大跳閘

（一）事件經(jīng)過

11月19日2時20分，2號發(fā)電機組完成并網(wǎng)后的合環(huán)試驗，機組負(fù)荷49MW，主汽壓力9.5MPa，主汽溫度493℃，再熱壓力0.96MPa，再熱汽溫505℃。2時40分，在汽輪機從中壓缸進(jìn)汽切換到高壓缸進(jìn)汽過程中，2號機組軸承振動大保護(hù)動作跳閘（2號軸承振動258μm與4號軸承振動125μm）。#p#分頁標(biāo)題#e#

（二）原因分析

汽輪發(fā)電機組為安裝后第一次啟動，從冷態(tài)過渡到熱態(tài)，汽封間隙安裝時采取下限值，局部受熱不均，出現(xiàn)動靜摩擦，致使振動上升達(dá)到跳閘值跳閘。

（三）暴露問題

1、機組進(jìn)行切缸前，低負(fù)荷暖機時間不足；

2、切缸時蒸汽參數(shù)選擇不太匹配且切換過程較快。

（四）防范措施

1、機組進(jìn)行切缸前，增加暖機時間，使汽輪機各部分受熱均勻后再進(jìn)行切缸操作；

2、汽輪機切缸時應(yīng)選擇合理的主、再熱蒸汽參數(shù)并保持穩(wěn)定。汽輪機切缸過程應(yīng)緩慢進(jìn)行。

二、2號機組低汽溫打閘停機

（一）事件經(jīng)過

2014年11月20日4時50分，2號機負(fù)荷67MW，電動給水泵運行，2A、2B磨煤機運行，機組運行參數(shù)正常，接調(diào)總令2號機組升負(fù)荷，6時43分，負(fù)荷升至140MW，煤量57t/h增加到134t/h，主汽壓力上升至13.2MPa，主汽溫度505℃,過熱器二級減溫水A側(cè)調(diào)節(jié)閥開度由7.72%增加到14%，B側(cè)開度由3.22%增加到8.7%，貯水箱水位3080mm，調(diào)總要求貯水箱水位維持5000mm—7000mm。

6時48分，2號機組負(fù)荷升至147MW，鍋爐啟動循環(huán)泵低水位保護(hù)（負(fù)荷大于145MW且貯水箱水位低于6300mm）動作自停。啟動循環(huán)泵自動停止后省煤器入口給水流量由1110t/h降至400t/h，調(diào)總令開大給水旁路調(diào)節(jié)閥增加給水流量以維持貯水箱水位。由于啟動循環(huán)泵停止，省煤器入口給水溫度由227℃下降到115℃，給水壓力升至13.7MPa，貯水箱水位緩慢上升，同時鍋爐快速減煤，煤量由134t/h減到56 t/h，7時20分鍋爐過熱器出口主汽溫度由500℃開始快速下降，迅速關(guān)閉過熱器二級減溫水，7時29分鍋爐主汽溫度降至351℃，值長令汽機打閘。

（二）原因分析

1、啟動循環(huán)泵自停后鍋爐給水溫度由227℃下降到115℃，給水溫度的大幅度下降，熱水段和蒸發(fā)段延長，過熱段減少，造成主汽溫度降低；

2、鍋爐給煤量由134t/h減到56t/h，鍋爐熱負(fù)荷大幅度下降，也造成鍋爐主汽溫度迅速下降；

3、在機組大幅度減煤降負(fù)荷過程中，沒有及時關(guān)閉減溫水調(diào)門，也是造成汽溫迅速下降的原因；

4、調(diào)試人員誤以為啟動循環(huán)泵邏輯保護(hù)已退出，鍋爐貯水箱水位維持在5000mm—7000mm，在機組負(fù)荷大于145MW，汽泵未投入運行情況下，貯水箱水位難以維持在6300mm跳閘值以上，此時貯水箱水位波動至6300mm以下時，啟動循環(huán)泵邏輯保護(hù)動作自停。

（三）暴露問題

1、在處理啟動循環(huán)泵自停時考慮不全面，只是為了維持給水流量防止水冷壁管壁超溫，沒有考慮到給水溫度的大幅度下降和大幅度減煤會引起鍋爐主汽溫度大幅度降低；

2、運行人員與調(diào)試人員對啟動循環(huán)泵在負(fù)荷大于145MW且貯水箱水位低于6300mm自停的保護(hù)投退情況掌握不清楚；#p#分頁標(biāo)題#e#

3、運行人員對于直流爐燃燒特性，負(fù)荷、汽壓、水位、汽溫調(diào)節(jié)控制有待提高，運行監(jiān)盤人員經(jīng)驗不足；

4、在機組快速減負(fù)荷和鍋爐大幅度降低熱負(fù)荷時，在自動未投入情況下，運行處理異常事件的能力有待提高。

（四）防范措施和技術(shù)措施

1、調(diào)試人員在事故處理時，應(yīng)全面協(xié)調(diào)考慮周全；

2、啟動循環(huán)泵在負(fù)荷大于145MW且貯水箱水位低于6300mm自停的保護(hù)重新進(jìn)行優(yōu)化；

3、運行人員應(yīng)總結(jié)同類機組發(fā)生的異常事件，總結(jié)經(jīng)驗教訓(xùn)，不斷提高機組發(fā)生異常情況下的處置能力；

4、試運機組應(yīng)盡快提高保護(hù)和自動的投入率。

三、2號機組汽輪機油渦輪入口法蘭泄漏停機

（一）事件經(jīng)過

11月20日18時30分，2號機組負(fù)荷132MW，運行人員監(jiān)盤發(fā)現(xiàn)機組潤滑油壓力突然由0.19MPa降至0.17MPa，聯(lián)啟啟動油泵，就地檢查機頭壓力表，發(fā)現(xiàn)主油泵入口壓力0.075MPa（低于東汽廠家要求的0.098MPa—0.147MPa），主油泵出口油壓力1.2MPa，潤滑油母管壓力0.175MPa。就地調(diào)整油渦輪后，潤滑油壓力達(dá)到0.18MPa，23時20分檢查發(fā)現(xiàn)主油箱內(nèi)油渦輪入口法蘭墊片漏油，向國調(diào)匯報申請停機，21日0時20分，2號機組解列停機。

（二）原因分析

汽輪機主油泵油渦輪入口法蘭墊片使用的為聚四氟乙烯墊片沒有安裝好，更換為紫銅墊片。

（三）暴露問題

汽輪機主油泵油渦輪入口法蘭墊片現(xiàn)場安裝工藝不良。

（四）防范措施

更換為強度較高的紫銅墊片。

四、2號機組凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)堵塞造成機組跳閘

（一）事件經(jīng)過

2014年11月27日12時35分，2號機組負(fù)荷460MW，2A凝結(jié)水泵變頻方式運行，2B凝結(jié)水泵備用，機組各系統(tǒng)運行參數(shù)平穩(wěn)。12時36分，2A凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)壓差大報警，凝結(jié)水流量大幅下降，造成除氧器水位下降，立即工頻啟動2B凝結(jié)水泵（兩臺凝結(jié)水泵共用一個變頻器），兩泵并列運行以后，凝結(jié)水流量恢復(fù)正常。分析判斷2A凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)堵塞，12時38分，停2A凝結(jié)水泵，準(zhǔn)備進(jìn)行凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)清理，此時2B凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)壓差大報警，凝結(jié)水流量大幅降低。立即緊急啟2A凝結(jié)水泵，因變頻器故障報警失敗，就地復(fù)位變頻器故障報警后，再次啟動2A凝結(jié)水泵正常，此時除氧器水位卻快速下降，運行人員緊急手動打磨快速降負(fù)荷。12時41分，終因2號除氧器水位低聯(lián)鎖2A、2B兩臺汽動給水泵跳閘，鍋爐給水流量低造成鍋爐MFT動作機組停機。

在對2A、2B凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)清理時，清理出大量木屑、塑料等雜物。

（二）原因分析

1、空冷島、熱力系統(tǒng)冷態(tài)及熱態(tài)沖洗不徹底，存在盲區(qū)，個別死角處不易沖洗干凈，在機組低負(fù)荷、低流量沖洗時不顯現(xiàn)，隨著機組負(fù)荷不斷升高，蒸汽流量、疏水量不斷加大，致使系統(tǒng)中淤積的雜物匯集至排汽裝置及凝結(jié)水泵入口處，造成凝結(jié)泵入口濾網(wǎng)堵塞；#p#分頁標(biāo)題#e#

2、高壓加熱器系統(tǒng)投入時間較短（不足20小時），高加疏水系統(tǒng)內(nèi)存留的雜物隨著機組帶高負(fù)荷沖入排汽裝置，進(jìn)而致使凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)堵塞；

3、2A凝結(jié)水泵變頻器正常停運后，再次啟動失敗，致使除氧器水位無法維持，是造成本次事件的間接原因。

（三）暴露問題

1、機組試運階段，排汽裝置及熱力系統(tǒng)冷熱態(tài)沖洗時間短，雜物沖洗不干凈；

2、熱力系統(tǒng)清理工作不徹底，驗收把關(guān)不嚴(yán)，對拆除腳手架及跳板的過程中可能遺留的雜物重視不夠；

3、調(diào)試人員對凝結(jié)泵入口濾網(wǎng)清理工作存在的風(fēng)險估計不足，運行人員對調(diào)試指揮產(chǎn)生依賴心理，對調(diào)試人員下達(dá)的操作指令也沒有提出異議，未能采取有效的應(yīng)對措施。

（四）防范措施

1、加強機組帶滿負(fù)荷之前凝結(jié)水系統(tǒng)參數(shù)的監(jiān)視和分析，發(fā)現(xiàn)參數(shù)變化異常時及時采取應(yīng)對措施進(jìn)行處理；

2、針對此次事件，制定凝結(jié)泵入口濾網(wǎng)堵塞及清掃工作的技術(shù)措施和應(yīng)急處置預(yù)案，并組織相關(guān)人員培訓(xùn)，防止再次發(fā)生類似事件；

3、針對3號、1號、4號機組即將開展的熱力系統(tǒng)沖洗工作，敦促基建和監(jiān)理單位加強沖洗工作的組織、驗收，在拆除系統(tǒng)內(nèi)搭設(shè)的腳手架跳板時不遺留雜物；

4、2號機A、B凝結(jié)水泵全部選擇工頻方式運行，防止因變頻器故障導(dǎo)致凝結(jié)水泵啟動失敗。

五、2號機組排汽裝置濾網(wǎng)堵塞造成機組跳閘

（一）事件經(jīng)過

2014年11月29日5時20分，2號機組負(fù)荷406MW，機組運行參數(shù)正常，主汽溫度542℃，主汽壓力16.9MP，再熱溫度548℃，再熱壓力2.7MP，A、B、C、D、E磨煤機運行。5時29分發(fā)現(xiàn)2B凝結(jié)泵入口濾網(wǎng)差壓大，出口壓力降低，調(diào)試人員要求進(jìn)行B泵濾網(wǎng)清掃工作。5時30分啟動2A凝結(jié)泵發(fā)生合閘故障，6時24分就地拉合開關(guān)后工頻啟動啟動正常，6時40分發(fā)現(xiàn)2A凝結(jié)泵軸承冒煙就地按事故按鈕停泵，2A凝結(jié)泵停運后，2B凝結(jié)泵出口壓力繼續(xù)降低。

6時41分，2B凝泵出口壓力從3.6Mpa降至1.7Mpa,同時流量從1430t/h降至720t/h，除氧器水位下降。6時42分，鍋爐分2次減煤30t，機組負(fù)荷從426MW降至400MW；6時44分，停磨煤機E；6時45分，停磨煤機D，機組負(fù)荷降至296MW，主給水流量從1270t/h降至600t/h以下；6時47分，39秒機組減負(fù)荷，汽動給水泵給水流量低引起鍋爐MFT，機組跳閘。

（二）原因分析

1、11月27日出現(xiàn)凝結(jié)泵入口濾網(wǎng)堵塞后，排汽裝置內(nèi)存在的雜物未引起足夠重視，未進(jìn)行徹底清理，致使系統(tǒng)中淤積的雜物匯集至排汽裝置及凝結(jié)水泵入口處，是造成本次事件的直接原因；

2、投入備用的2A凝結(jié)水泵發(fā)生故障，未能正常啟動（目前已返廠修理），是造成本次事件的間接原因。

（三）暴露問題#p#分頁標(biāo)題#e#

1、機組試運階段，排汽裝置及熱力系統(tǒng)冷熱態(tài)沖洗時間短，雜物沖洗不干凈的情況；

2、對排氣裝置內(nèi)存在的雜物估計不足，未安排進(jìn)行徹底清理。

（四）預(yù)控措施

1、針對此次事件，制定凝結(jié)泵入口濾網(wǎng)堵塞及清掃工作的技術(shù)措施和應(yīng)急處置預(yù)案，并組織相關(guān)人員培訓(xùn)，防止再次發(fā)生類似事件；

2、針對3號、1號、4號機組即將開展的熱力系統(tǒng)沖洗工作，敦促基建和監(jiān)理單位加強沖洗工作的組織、驗收，在拆除系統(tǒng)內(nèi)搭設(shè)的腳手架跳板時不遺留雜物。

六、2號機組汽輪機調(diào)節(jié)系統(tǒng)震蕩減負(fù)荷跳閘

（一）事件經(jīng)過

2014年12月5日21時50分，2號機組負(fù)荷500MW，機組各系統(tǒng)運行參數(shù)平穩(wěn)，達(dá)到一次調(diào)頻試驗條件，投入DEH功率回路，試驗人員開始進(jìn)行試驗。23時17分38秒，在未進(jìn)行任何試驗操作的情況下，DEH總閥位輸出開始出現(xiàn)輕微震蕩，并逐步發(fā)散，最高振幅在達(dá)23%。23時18分08秒DEH功率回路因給定功率與實際功率偏差大于30MW自動退出，總閥位為73.4%，此時負(fù)荷大幅下降至375MW，后經(jīng)加大總閥位負(fù)荷逐步回升。23時19分30秒2B給水泵因四抽進(jìn)汽不足導(dǎo)致B小機給定轉(zhuǎn)速與實際轉(zhuǎn)速偏差大于1000r/min跳閘。23時21分38秒2A給水泵汽輪機因相同原因跳閘，鍋爐給水流量低MFT動作停機，廠用電自投切換正常。

（二）原因分析

經(jīng)初步分析，此次事故的主要原因是機組在功率回路的方式下，由于調(diào)節(jié)參數(shù)的作用過強，加上調(diào)節(jié)閥的實際行程變化和汽機的進(jìn)汽量的變化跟不上，產(chǎn)生了自發(fā)振蕩，造成汽機調(diào)節(jié)閥和機組功率的波動很大，機組有失步的趨勢，在自動切除功率回路時，閥位指令偏低，負(fù)荷快速減少，主汽壓力升高，造成汽動給水泵跳閘，鍋爐給水流量低MFT動作停機。

一次調(diào)頻試驗過程中，試驗人員和運行人員對一次調(diào)頻試驗過程中的危險點的分析和預(yù)控不到位，是造成事故擴大的一個重要原因。

（三）暴露問題

1、由于DEH功率回路和協(xié)調(diào)的汽機主控回路是一個相為備用的機組功率控制方式，2號機組的DEH功率回路在機組低負(fù)荷期間投運過，在協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)投入后，就沒有投運過，因此該自動沒有進(jìn)行過全負(fù)荷階段的試驗，其參數(shù)在整定是不恰當(dāng)；

2、在機組調(diào)試過程中，為確保機組一次調(diào)頻功能的性能指標(biāo)的合格以及負(fù)荷調(diào)節(jié)的快速性，DEH的功率回路和汽機調(diào)門的伺服閥的參數(shù)設(shè)置得比較強，切除自動的條件過寬。

（四）防范措施

針對DEH功率回路的情況，和汽機廠代表、新疆電科院的技術(shù)人員進(jìn)行協(xié)商后，決定其功率信號增加一定的濾波，適當(dāng)減少DEH功率回路比例作用，調(diào)整DEH功率回路切除自動的條件，使其在異常情況下盡快切換到閥控方式。#p#分頁標(biāo)題#e#

七、3號爐風(fēng)機葉片損傷

（一）事件經(jīng)過

2014年10月5日，在完成3號鍋爐煙風(fēng)系統(tǒng)單機試轉(zhuǎn)和鍋爐空氣動力場試驗工作后，檢查送風(fēng)機時，發(fā)現(xiàn)B送風(fēng)機葉片有4片輕微損傷，隨即對鍋爐全部風(fēng)機進(jìn)行了檢查，發(fā)現(xiàn)A、B一次風(fēng)機和A引風(fēng)機的部分葉片也有不同程度的損傷（一次風(fēng)機25片，引風(fēng)機1片）。

（二）原因分析

基建施工對風(fēng)道內(nèi)部，特別是難于進(jìn)人的暖風(fēng)器內(nèi)部雜物清理不仔細(xì)、不徹底造成風(fēng)道內(nèi)部存有焊條頭、小鐵件等雜物打傷葉片，是風(fēng)機葉片受損傷的直接原因。

（三）暴露問題

工程管理工作不到位，內(nèi)部三級檢查驗收不認(rèn)真、把關(guān)不嚴(yán)。

（四）防范措施

1.開展作業(yè)班組及作業(yè)人員規(guī)范作業(yè)、遵守設(shè)備試運期間作業(yè)規(guī)定的教育，確保安全文明施工。

2.認(rèn)真落實安全生產(chǎn)責(zé)任制，加強試運系統(tǒng)的成品防護(hù)，認(rèn)真落實系統(tǒng)內(nèi)部清潔、人孔封閉等分部試運檢查工作，確保加強對施工單位的監(jiān)督管理，加強施工過程管控，嚴(yán)把各道驗收關(guān)口，確保施工質(zhì)量符合有關(guān)規(guī)范、標(biāo)準(zhǔn)要求。

八、2號啟動鍋爐爐排爐條脫落及軸承座漲緊裝置拉耳損壞

（一）事件經(jīng)過

2014年10月8日，2號啟動鍋爐供汽壓力升至0.6MPa，溫度320℃。5:30，值班員巡檢發(fā)現(xiàn)#2啟動鍋爐爐排左側(cè)第二節(jié)爐條脫落，立即匯報值長，停止啟動鍋爐運行聯(lián)系檢修人員處理。

（二）原因分析

1、爐排前擋煤板與側(cè)（左右）擋煤板未按施工圖紙要求安裝，擋煤板與爐排形成干涉，無法依靠鉸軸自由轉(zhuǎn)動，爐排在受外力作用時造成損壞。

2、在2013年底至2014年3月份的運行及維護(hù)中，并未按照鍋爐廠家要求對爐鏈進(jìn)行調(diào)整拉緊，造成爐鏈的伸長或偏斜。

3、爐排減速機一級減速輸出軸與二級減速輸入軸之間設(shè)計安裝傳動力矩保安銷失去作用，無法起到力矩保護(hù)作用。

（三）暴露問題

1、現(xiàn)場施工監(jiān)理驗收把關(guān)不嚴(yán)，擋煤板未按安裝圖紙施工，設(shè)備隱患未能及時發(fā)現(xiàn)，給事故發(fā)生埋下了嚴(yán)重隱患;

2、爐排力矩保護(hù)裝置未起到保護(hù)作用，在爐排發(fā)生干涉時，保安銷未及時剪斷，導(dǎo)致爐排損壞進(jìn)一步擴大。

（四）防范措施

1、維護(hù)單位加強啟動鍋爐的維護(hù)管理，嚴(yán)格按照設(shè)備技術(shù)規(guī)范做好日常檢修維護(hù)工作；

2、維護(hù)單位組織專業(yè)技術(shù)人員對啟動鍋爐現(xiàn)狀進(jìn)行一次全面核查，對不符合設(shè)計及安裝要求的部位進(jìn)行全面梳理、排查，整改;

3、廠家應(yīng)對力矩保護(hù)裝置重新進(jìn)行檢查、校核，確保其保護(hù)作用;

4、在適當(dāng)時期對1號啟動鍋爐進(jìn)行徹底檢查檢修，防止類似事情再次發(fā)生。

九、2號機組汽動給水泵回油管路進(jìn)水分析

機組汽動給水泵密封水無壓回水通過U型水封結(jié)構(gòu)排至排汽裝置。在機組試運階段出現(xiàn)了U型水封被拉穿現(xiàn)象，造成無壓回水腔室形成負(fù)壓造成給水泵油擋中的潤滑油被抽至排汽裝置。為了解決此問題，設(shè)計人員把U型水封排水至排汽裝置接口位置提高了1.5m，在機組運行過程中又出現(xiàn)小機潤滑油箱進(jìn)水現(xiàn)象。分析原因：在機組緊急停機過程，排汽裝置真空下降同時由于U型水封排水口標(biāo)高提高，造成U型水封裝置排水能力下降，汽動給水泵密封水的無壓回水無處可排。同時給水泵停運后因軸不旋轉(zhuǎn)，螺旋密封裝置不起作用，無壓回水流量過大，使無壓回水腔室滿水，最后水經(jīng)過油擋進(jìn)入回油管路中，同時小機軸封壓力過高共同造成小機潤滑油箱油中含水，最大達(dá)到3024mg/L。#p#分頁標(biāo)題#e#

改造建議：加裝疏水箱，設(shè)立水位自動開關(guān)控制裝置。保證給水泵無壓回水暢通，同時由于水位開關(guān)的限制作用確保疏水箱始終保持一定水位，可以起到水封作用，確保真空嚴(yán)密。

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