第八章锅炉正常运行调整及维护.docx
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第八章锅炉正常运行调整及维护
蒸汽中溶盐严重影响蒸汽品质。
硅酸随蒸汽带入汽轮机后，随着蒸汽在汽轮机中膨胀做功，汽温汽压降低，盐类就以固态从蒸汽中析出，沉积在汽轮机低压通道和叶片上，且难溶于水，严重影响到汽轮机安全、经济运行。
因此，锅炉在启动中，对锅水的含盐量应进行严格控制，并根据锅水含硅量限制锅炉的升温升压。
排除高浓度含硅锅水，保证蒸汽含硅量在0.02mg/L，这个过程称为洗硅。
300MW机组的锅炉，在压力升到9.8MPa时开始洗硅，以后锅炉升压必须受锅水中含硅量限制。
根据化学取样分析，在锅水硅含量达到下一级压力允许的含硅量时，锅炉才能升至相应级，并继续进行洗硅，直至正常运行。
不同压力下锅水允许的硅含量如下表
不同压力下锅水允许的含硅量
蒸汽压力（MPa）
9.8
11.8
14.7
16.7
17.6
锅水中SiO2含量（mg/L）
3.3
1.28
0.5
0.3
0.2
第八章锅炉正常运行调整及维护
第一节锅炉运行调整的任务
单元机组是炉-机-电纵向串联构成一个不可分割的整体,其中任何一个环节运行状态的变化都将引起其他环节运行状态的变化.所以炉-机-电的运行维护与调整是互相联系的.但是,在正常运行中各环节的工作又各有特点,如锅炉侧重于调整,汽机侧重于监视,电气侧则从事与单元机组的其他环节以及外界电力系统的联系。
电厂中锅炉运行的好坏在很大程度上决定着整个电厂运行的安全性和经济性。
因此，必须认真监视某些重要的经济参数，必要时对自动装置的工作进行干预并及时调整。
锅炉的产品就是过热蒸汽，因此，锅炉运行调整的主要任务就是根据汽轮机的要求，保质、保量并适时地供给汽轮机所需要的过热蒸汽，同时，锅炉本身还必须作道安全和经济。
由于汽轮发电机组随时都在随外界负荷的变化而变动，因而锅炉也必须响应地进行一系列的调整，使供给锅炉机组的燃料量、空气量、给水量等做相应的改变，保证其与外界负荷变化相适应。
否则，锅炉的蒸发量和运行参数就不能保持在需要和规定的范围内，严重时将对锅炉和这个电厂的安全和经济运行产生重大影响，甚至危及设备和人身安全。
即使在外界负荷稳定的时候，锅炉内部某些因素的改变也会引起锅炉运行参数的变化，这同样要求锅炉进行必要的调整。
可见，锅炉机组在实际运行中总是处在不断的调整当中，它的稳定只是维持一定的范围内的相对值。
所以，为了锅炉运行的安全和经济，就必须随时监视其运行状况，并及时正确地进行适当的调整。
对运行的锅炉进行监视和调整主要任务有：
●使锅炉蒸发量满足机组负荷的需要。
●保持正常的汽温、汽压。
●均衡进水，保持正常水位。
●保证炉水与蒸汽品质合格。
●保证经济燃烧，减少热损失，提高锅炉效率。
●保证机组安全运行。
一、锅炉正常运行中的监视参数（按设计煤种，数据暂定）
序号
名称
单位
额定负荷
MCR工况
变化范围
1
过热蒸汽流量
T/h
945
1025
/
2
过热蒸汽压力
MPa（a）
17.47
17.5
17.47±0.2
3
过热蒸汽出口温度
℃
540
540
540±5
4
汽包压力
MPa（a）
18.651
18.873
5
再热器进口压力
MPa（a）
3.53
3.85
/
6
再热器出口压力
MPa（a）
3.365
3.67
7
再热器进口温度
℃
320.6
328.9
8
再热器出口温度
℃
540
540
540±5
9
再热蒸汽流量
t/h
780
840
10
立式低过管壁温度
℃
716
727
水平低过管壁温度
650
661
11
分隔屏壁温度
℃
1310
1312
12
后屏管壁温度
℃
1122
1131
13
末级过热器管壁温度
℃
799
812
14
墙式再热器管壁温度
℃
1310
1312
再热器前屏
1020
1031
15
末级再热器
℃
895
908
16
给水温度
℃
275.4
278.4
18
左侧事故喷水后汽温
℃
19
右侧事故喷水后汽温
℃
20
汽包水位
mm
0
0
±50
21
一级减温水前汽温不超过
℃
450
22
一级减温水后汽温不超过
℃
438
23
二级减温水前汽温不超过
℃
497
24
二级减温水后汽温不超过
℃
483
25
炉膛压力
Pa
-100
-100
26
送风机轴承温度
℃
<90
<90
27
引风机轴承温度
℃
<90
<90
28
磨煤机上下碗压差
KPa
29
磨煤机SA与磨碗DP
KPa
>2.0
>2.0
30
一次风管风压
KPa
12.939
9.242
31
一次风机轴承温度
℃
<70
<70
<80
32
氧量
%
4～5
4
3～8
33
二次风与炉膛压差
Pa
1000
1000
35
仪用控制空气压力
MPa
0.6
0.6
0.5～0.7
36
磨煤机出口温度
℃
77
77
炉水质量标准
项目
指标
说明
磷酸根
0.5～3mg/L
氯离子
1mg/L
总含盐量
20mg/L
电导率（25℃）
50s/cm
二氧化硅
0.25mg/L
PH
9～10.0
蒸汽质量标准
项目
指标
说明
电导率（氢离子交换后,25℃）
0.3s/cm
钠
10g/kg
二氧化硅
20g/kg
铁
20g/kg
铜
5g/kg
注：
以下均以HG1021/18.2-YM3型锅炉的运行操作为例
二、锅炉水位调整
1、保持汽包正常水位的重要性
1）在运行中保持汽包水位是保证锅炉和汽轮机安全运行的重要条件之一。
汽包水位过高，蒸汽空间缩小，将会增加蒸汽带水，使 蒸汽品质恶化，容易造成过热器积盐，超温和汽轮机通流部份结垢，严重时会产生水冲击，甚至造成汽轮机叶片损坏事故。
2）水位过低容易使水循环破坏，严重时会造成停滞倒流，甚至爆管事故。
3）锅炉水位保护的投退，必需经严格执行审批制度。
2、水位的调整
汽包水位调整的任务是使给水量适应锅炉的蒸发量，实现手段主要是通过改变给水调节阀的开度或给水泵的转速，即通过改变给水流量来实现的（见图8-1）。
单冲量（即仅根据汽包水位偏差△H来调整给水阀开度，如图8-1-A所示）调节的主要问题是当锅炉负荷和压力变化时，由于水容积中蒸汽含量和蒸汽比容的改变而产生虚假水位，调节器会引导给水调节阀朝错误方向动作，只能用于水容量相对较大或负荷相对稳定的锅炉上。
在双冲量给水调节系统（如图8-1-B所示）中，除了水位信号H外，增加了蒸汽流量信号D。
当锅炉负荷变化时，信号D比信号H提前反应，以抵消虚假水位的部长厂指挥，故双冲量调节系统可用于负荷经常变动和大容量锅炉上。
但是，这种调节系统还不能反映和纠正给水方面的扰动带来的影响。
完善的给水调节系统是三冲量的调节系统，如图8-1-C所示。
这种系统又增加了给水量G信号。
此系统对给水量的调节，综合考虑了蒸发量和给水量相平衡的原则，又考虑了水位偏差大的影响，所以即能补偿虚假水位的反映，又能及时纠正给水量的扰动。
图8-1给水自动调节示意图
鉴于单冲量、双冲量给水调节存在问题及三冲量调节系统的优点，因此。
国内300MW机组水位调节均采用调节灵敏度高、偏差小的三冲量给水自动调节系统，它把蒸汽流量作为前馈信号，给水流量作为反馈信号进行粗调节，然后把汽包水位作为主信号进行校正。
1）两台汽动给水泵和一台电动给水泵均可接收CCS（协调控制系统）系统的指令，自动调节汽包水位。
2）锅炉负荷在30％以下，电动给水泵运行，给水自动调节系统为单冲量控制，负荷在30％以上时为三冲量控制，给水自动投入时，仍须注意监视锅炉水位变化，当自动失灵时，应立即切为手动控制，维持汽包水位在正常范围内，值班员应报告机组长和值长，联系热工尽快处理。
3）当汽包水位由于手动调整不当时造成水位上升，可采用开大连排或开启定排和事故放水门等方法，降低水位至正常值。
4）运行中应保持各种汽包水位计完整，指示正确，清晰，照明充足，按定期工作制度清洗水位计，保证控制室上电视监视水位清晰。
◆遇有下列情况时应注意水位的变化:
1.给水压力和给水流量波动较大时；
2.负荷大幅变化和事故情况下；
3.锅炉启动和停运过程；
4.水位自动控制工作不正常时；
5.锅炉排污时；
6.安全门起座时；
7.汽机给水泵故障时；
8.锅炉燃烧不稳定或灭火时；
9.给水旁路调节阀控制与给水主路电动门控制切换及汽泵与电泵控制切换时。
3、保持汽包水位指示准确性
1）运行中要控制好水位，首先要做好对水位监视工作，锅炉正常运行中，汽包以就地水位为准，参照电接点水位计和平衡筒测量CRT上显示的指示作为监视手段。
2）汽包水位计是以汽包中心线下－50mm处为汽包零水位，水位一般维持在±20mm内，其调节范围在±50mm内，高限报警值为＋150mm，低限报警值为－150mm，当汽包水位高于+300mm或低于-330mm时，锅炉保护动作MFT。
3）锅炉运行期间，每班均应进行就地水位计和表盘水位的校核工作，若指示不一致，应验证水位计是否正确，若水位指示不正确，应立即通知热工人员处理。
4、就地水位计冲洗
在运行中发现水位计模糊不清或水位呆滞不动时，应立即进行清洗工作。
1）关闭汽、水侧二次门；
2）微开放水门进行暖管，3分钟后全开；
3）微开汽侧二次门1/4圈，冲洗20分钟；
4）关闭汽侧二次门，微开水侧二次门手轮1/4圈，冲洗5分钟；
5）缓慢关闭放水门，微开汽侧二次门手轮直至水位正常，最后将汽、水侧二次门全开；
6）在冲洗汽包水位计前后，应注意水位计内水位情况，在关闭放水门后，水位应很快上升恢复水位，水面有轻微波动，如水位计中水位上升缓慢，则表示有堵塞现象应再冲洗。
5、就地水位计的解列
在运行中如发生水位计泄漏，爆破现象，或水位计云母看不清楚，经冲洗后仍无法看清时，应立即将水位计退出运行，并交检修处理。
1）关闭汽侧二次门；
2）关闭水侧二次门；
3）关闭汽、水侧一次隔绝门；
4）缓慢开启放水门，水位计泄压；
6、水位计运行注意事项
1）水位计投运时操作应谨慎缓慢运行，避免过大热冲击；
2）水位计在运行中防止外界冷风和冷水同玻璃接触；
3）水位计冲洗或发生爆破时解列，应注意人身安全，必要时使用防护罩和手套；
4）锅炉进行酸洗和超压水压试验时，就地水位计应解列；
5）正常运行时，水位计汽、水侧一、二次门应全开。
7、水位计检查
检查水位时，可微开放水门，当水位到某一孔时，迅速关闭，放掉部分由绿变红，关闭放水门后很快恢复绿色，即可确定正确水位。
三、锅炉燃烧调整
1、炉内燃烧调整的任务
可归纳有三点：
1）保证燃烧供热量适应外界负荷的需要，以维持蒸汽压力、温度在这些行范围内。
2）保证着火和燃烧稳定，燃烧中心适当，火焰分布均匀，不烧坏燃烧器，不引起水冷壁、过热器等结渣和超温爆管。
燃烧完全，使机组运行处于最佳经济状况。
3）对于平衡通风的锅炉来说，应维持一定的负压。
2、炉内燃烧调整的目的
就是保证燃烧的稳定性，提高燃烧的经济性，同时使燃烧室内热负荷分配均匀，减少热偏差和不完全燃烧损失，防止锅炉结焦、堵灰等现象，从而提高锅炉的安全性，提高锅炉效率。
保证锅炉安全与经济运行是锅炉燃烧调整的前提条件和归属。
煤粉的正常燃烧，应具有光亮的金黄色火焰，火焰稳定而均匀，火焰中心在燃烧室的中部，不触及四周水冷壁；火焰下部不低于冷灰斗一半的深度，火焰中不应有煤粉分离出来，也不应有明显的星点。
如火焰亮白刺眼，表示风量偏大，这时锅炉的炉膛温度偏高；如火焰暗红，则表示风量过小，或煤粉太粗、漏风多等，此时炉膛温度偏低；火焰发黄、无力，则说明煤的水分偏高或挥发份低。
燃烧过程是否正常，直接关系到锅炉运行的安全可靠性。
燃烧不稳定将引起蒸汽参数的波动；火焰偏斜会造成炉内温度场和热负荷不均匀，如过大，可能引起水冷壁局部区域温度过高，出现结渣甚至超温爆管；过热器热偏差过大，也可能产生超温损坏。
炉膛温度过低则着火困难，燃烧不稳，容易造成炉膛灭火、放炮等。
燃烧过程的经济性要求保持合理的风煤配合、一、二次风配合、送引风配合，同时要求保持较高的炉膛温度。
这样才能实现着火迅速，燃烧完全，减少损失，提高机组效率。
为此，在燃烧调整中应使一二次风的出口风速、风率和相位角配合适当，燃料量与外界负荷相适应，煤粉为经济细度、炉膛过量空气系数为最佳值，调整送引风机，使炉膛保持适当的负压，减少漏风等。
3、燃烧调整的方法
1）锅炉运行过程中要保持燃烧稳定，调整炉膛负压在--50～--100Pa内，防止锅炉灭火放炮事故。
2）在运行操作时应注意保持适当一、二次风压及其配比，以确保出口速度和风率，建立正常的炉内空气动力场和炉内温度场，使风粉均匀混合,保证良好着火和燃烧，在燃烧中应优化燃烧器的组合方式和进行燃烧器荷的合理分配，加强锅炉风量，燃料量和煤粉细度的调节。
3）当燃烧烟煤时，在调整中一次风量和风速应高些，二次风速可适当降低，使二次风混入一次风的时间提前，将着火推后以免结渣或烧坏燃烧器。
燃烧器最上层和最下层的二次风门开度应大些较好，因为最上层二次风除供助燃尽所需空气外，还可以提供炉膛中未燃尽的煤粉继续燃烧所需的空气，另外还可以起到压住火焰中心的作用。
最下层的二次风能把分离出来的煤粉托起继续燃烧，减少机械不完全燃烧损失。
4）运行中锅炉负荷变动不大时，通过调节运行中磨煤机出力来适应，当锅炉负荷增加，应先增加二次风量和磨煤机的通风量，利用磨煤机内的存粉作为增负荷开始时的缓冲调节，然后再增加给煤量，同时相应开大二次风门。
反之，当锅炉降负荷时，则应顺序减少给煤量、磨煤机通风量及二次风量，锅炉燃烧器摆角正常情况下应在水平位置。
5）当负荷较大的变动时，则需通过启动或停用磨煤机方能满足对燃料量改变的需要，其原则是一方面应使磨煤机在合适的负荷下运行，另一方面则要求燃烧器在新的组合方式下能保证燃烧工况良好，火焰分布均匀，以防止热负荷过于集中造成水冷壁运行工况恶化，燃烧器摆角最大只能在±27℃范围内调整。
6）在调整给煤量时，应注意调整磨煤机风量和注意挡板开度指示，及一次风母管压力及磨碗与炉膛差压变化情况、磨各电动机电流变化，防止发生堵管或超电流等异常情况。
7）当负荷小于150MW或燃烧不稳时，应及时投油助燃，稳定燃烧，禁止对水冷壁等受热面进行吹灰、打焦等工作。
8）燃烧调整中，控制过热器、再热器金属壁温不超限值。
9）判断炉膛燃烧正常与否，可观看炉膛火焰，若有呈刺眼光亮白色火焰，则说明烟气含氧量较大，应适当减少二次风量，若火焰尖端呈暗黄色，说明烟气含氧量较小，空气量不足，应适当提高和增大二次风量。
若炉膛火焰呈金黄色，且没有煤粉离析出来的亮点，说明燃烧正常。
10）当锅炉燃油时，应保证油压、雾化蒸汽压力正常，保持燃油雾化良好，投油应对角投运。
11）炉自动方式投入，随后可根据不同运行工况选择相应的运行方式。
12）当机组LDC系统投入自动时，根据负荷的增（减）需要由LDC系统增（减）给煤机转速，以满足负荷的需要。
13）切换煤层时，应先开备用磨煤机给煤机，后调燃烧负荷煤量，最后停磨，磨煤机停用应降低其出口温度＜49℃时，关闭磨多出口排放阀，保留5％冷一次风门开度。
14）在机组燃烧调整过程中，应同汽机调整进行良好配合，尽可能满足汽机负荷及变化参数需要。
四、锅炉汽温调整
1、锅炉汽温调整的必要性
过热蒸汽温度和再热蒸汽温度是蒸汽质量的重要指标，过热汽温偏高，会加快金属材料的蠕变，还会使过热器、蒸汽管道、汽轮机高压缸部分产生额外的热应力，从而会引起超温爆管，缩短设备使用寿命。
当主蒸汽压力不变，过热蒸汽温度降低时，蒸汽热焓必然减少，因此做功能力下降，汽轮机的负荷一定时，汽耗量必然增加，机组经济性降低。
再热器超温不但会产生超温爆管问题，而且再热汽温的急剧变化，将可能导致汽轮机中压缸与转子间的胀差发生显著变化，即汽轮机中压缸转子相对于汽缸出现显著的伸长和缩短，这可能引起汽轮机的剧烈振动，威胁设备安全。
再热汽温低，也将使汽轮机的耗汽量增加，循环经济性下降。
如果再热汽温过低，汽轮机低压缸最后几级的蒸汽湿度过大，就会加剧汽水对叶片的侵蚀作用，缩短叶片寿命；严重时可能出现水冲击，直接威胁汽轮机的安全。
锅炉正常运行时应使主、再热汽温保持在540±5℃范围内，因此，这就必须清楚地知道影响汽温的因素，而后方能进行相应调整。
2、影响汽温的因素有几个方面：
1）燃料性质的变化，主要是挥发份，含碳量，低位发热量等的变化。
当煤粉变粗时，燃料在炉内燃尽时间延长，火焰中心上移，汽温将上升。
当煤粉水份增加时，水份在炉内蒸发需吸收热量，使炉膛温度降低，同时水份增加，也使烟气体积增大，增加了烟气流速，使辐射过热器吸热量降低，对流过热器吸热量增加，使汽温上升。
2）风量及配比的变化，当炉内空气过剩量增大时，由于低温冷风吸热，炉膛温度降低，同时烟气量增大，使得炉膛出口烟气温度上升，使汽温上升。
3）在总风量不变的情况下，配风工况的变化也会引起汽温的变化，当上层二次风增大，下层二次风量减少时，火焰中心将下移，炉膛出口烟温降低，汽温下降，反之则上升。
4）给水温度的变化，给水温度上升，锅炉蒸发受热面产汽量增加，从而使汽温降低；反之，给水温度低，汽温升高。
5）受热面积灰、结焦或管内结垢时，使受热面吸热降低，炉膛出口烟温升高，汽温升高，当过热器本身结焦积灰时，传热效果不好，使汽温降低。
6）汽包水位实际增加时，蒸汽带水量将大大增加，由于这些水份在过热器中需吸热，因此在燃烧工况不变的情况下，过热汽温将降低。
3、汽温的调整方法
1）在锅炉正常运行工况下如发现汽温变化时，应调节减温水量，并注意观察减温器后蒸汽温度的变化，减温水操作应缓慢，不可猛增猛减，以免造成汽温的大幅度波动。
2）当工况发生变化，减温水已不能满足汽温调节的需要时，则可通过降低或升高炉膛火焰中心来达到调节汽温的目的。
具体方法有：
调整摆动式燃烧器的倾角，改变磨运行组合方式等。
3）发现汽温降低时，应及时加强过热器吹灰，发现汽温升高时，应加强对炉水冷壁和省煤器的吹灰，并在确保燃烧完全的前提下尽量减少锅炉总风量。
4）在汽温调节中，首先应通过燃烧调整到火焰不偏斜，避免出现局部结焦的现象，然后再用减温水对各段温度进行细调。
当减温水量在确保各级壁温不超限的情况下，已无法使汽温平稳调节时，则应再从燃烧的角度来考虑调温的措施与方法。
5）再热蒸汽的调节手段为摆动式燃烧器，通过改变燃烧器的摆角来调整再热汽温，在低负荷时还可以通过过量空气来调节，另外再热器还设有事故喷水减温装置，当其它手段均已采用，而再热汽温仍有升高时，可投入事故喷水减温。
6）运行中过热蒸汽温度急剧上升，自动装置无法将汽温降至正常范围时，应采取降低锅炉燃烧率，将自动切为手动调整，并查明汽温升高原因。
7）低负荷运行用减温水调节须谨慎，应确保减温后汽温的过热度。
第二节锅炉定期工作
一、定期工作的规定
1.锅炉定期工作执行必须遵守规程和操作规定。
2.定期工作执行时，当发现不正常情况、设备缺陷等，应作好详细地记录，并联系检修消缺。
3.定期工作一览表
定期工作一览表
序号
项目
要求
执行岗位
日期（白班）
1
动态水位报警试验
调整汽包水位至光字牌实际报警高I值和低I值
集控
每月5、19日
2
密封风机切换
"备--投"联锁位置正确，先启后停
集控
每月6、20日
3
火焰电视冷却水泵切换
先启后停
集控
每月6、20日
4
油枪试投一层
逐对进行、保持汽温汽压稳定
集控
每月4.11.18.25日
5
备用制粉系统投运
备用一周以上时执行，至少投运4小时
集控
每月4.11.18.25日
6
汽包就地水位计冲洗
按操作票要求执行
集控
每月3.10.17.24日
7
启动炉点火起压
点火起压至0.2MPa后停运，单台炉运行时每周一次，否则每月一次
巡检
每月12日周三（单炉）
8
引风机、磨煤机等转机假油位检查
气吹油位镜，观察油位是否下降并复原；或观察油箱油位是否波动和流动
巡检
除尘
每月3.10.17.24日
9
风机油站油泵切换
现场操作，先启后停
除尘
每月5.19日
10
扫描器冷却风机切换
联锁开关位置正确，先启后停
巡检
每月6.20日
11
真空泵运行方式切换
除尘
每月3.10.17.24日
12
正压除灰空压机、干燥器、循环泵切换
先启后停，优先级顺序正确
除尘
每月4.11.18.25日
13
事故放灰系统试投
停一电场负压出灰，关闭灰斗事故放灰手动门，试投锁气器、灰水系统
除尘
每月15、16日
14
仪用空压机切换
先启后停，气压电流正常
巡检
每月5.19日
15
杂用空压机试运
备用达半个月时执行
巡检
每月6.20日
16
渣泵房内各种泵切换
除尘
每月5.19日
17
燃油泵切换
燃料
每月5、19日
18
油罐放水及污油回收
油罐分别放水至排油为止，卸油4小时后放水一次
燃料
每月28日
19
旋转过滤器切换和排污冲洗
滤网前后压差正常
除尘
每月17日
20
泡沫消防泵启动试验
泡沫液每半年喷一次（5～10秒）
消防队
每月15、30日
2月15、28日15:
00
二、定期工作的内容和注意事项
1、锅炉的排污
为了保证蒸汽及炉水品质合格，防止受热面结垢，在炉水含盐浓度最大的地方，连续或定期放出部分炉水，在大多数情况下，连续排污系统能满足要求，在沉积物生成较多情况下，锅炉可通过水冷壁下联箱来进行定期排污。
1）连续排污：
连续排污在正常情况下由汽包排到连排扩容器，根据化学要求，调整连续排污调整门，控制排污率的大小，以确保炉水的品质。
2）定期排污：
定期排污由下降管或水冷壁下联箱排往定排扩容器中，主值根据化学要求，在化学人员监督下进行，一般情况下定期排污量进行下降管的程控排污，当炉水品质恶化应将负荷降至150MW～180MW时进行水冷壁下联箱手动排污，当正常运行中炉水品质应按正常定期工作进行，每月10日与20日后夜班机组负荷150MW～180MW进行水冷壁下联箱手动排污或下降管程控排污。
3）排污操作规定
Ø排污时应加强对水位的监视。
Ø全开水冷壁单元排污一次总门，再微开单元二次总门，进行暖管。
Ø待排污管道无水冲击声后，全开水冷壁单元排污二次总门，再开水冷壁下联箱一次门，最大开度不超过两圈。
排污30sec钟后，关闭水冷壁下联箱一次门。
Ø照上述操作，对其它联箱进行排污
Ø排污完毕后，关闭水冷壁单元一、二次总门。
4）定期排污注意事项
♦排污前应检查排污系统，排污系统有检修工作时，禁止排污。
♦排污时管道应无剧烈振动，振
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