余热电站汽轮发电机组操作规程修改11年版.docx
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余热电站汽轮发电机组操作规程修改11年版
余热电站汽轮发电机组操作规程
1范围
本标准规定了硫酸余热电站装置B6—3.43/0.69型汽轮机和QF—J6-2型汽轮发电机的工艺操作规程。
余热发电装置是云南富瑞化工有限公司硫酸系统外部供电正常，生产稳定运行的情况下而实现余热发电的主要工序。
2引用标准
下列标准包含的条文，通过在本标准中的引用而构成本标准的条文。
在标准公布时，所有标准版本的为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准时应探讨。
《电业安全工作规程》（热力和机械部分）
DL408-91《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）
3岗位任务
3.1硫酸余热发电装置的主要任务是将硫酸系统余热锅炉产生3.43+0.10/-0.10MPa，435+5/-15℃的过热蒸汽，作用于背压为0.69MPa的汽轮机，驱动发电机发电，并与厂内的外供电6KV系统联网供电。
同时背压蒸汽与低压蒸汽总管并网供给热用户生产用，从而实现热电联产，合理利用热能。
中压蒸汽并入中压蒸汽管网，供给生产用热负荷。
3.2未发电时，由中压减温减压装置和低压减温减压装置将过热蒸汽降为中温中压和低温低压后，与中压、低压热网总管并网供给生产用热负荷。
4生产原理与工艺流程
4.1生产原理
4.1.1汽轮发电机组工作原理
B6-3.43/0.69汽轮机是以蒸汽为工质的原动机，具有压力3.43+0.10/-0.10MPa（绝）和温度435+5/-15℃的过热蒸汽经过多组调节汽阀进入喷嘴后发生膨胀，高速蒸汽流经单列调节级叶轮动叶片产生冲动力，推动叶轮旋转做功，再依次通过压力级直至未级动叶片膨胀做功使汽轮机转子以3000r/min匀速旋转，带动QF-J6-2型发电机转子转动。
将直流电源引入励磁绕组，产生磁场，定子绕组不断切割磁力线，就在其中感应出交流电势，当发电机与6KV系统并网带上负载后，三相定子电流通过定子绕组向负载馈送电能。
4.1.2调节系统工作原理（按电负荷运行）
4.1.2.1B6-3.43/0.69汽轮机采用两级放大全液压式调节系统。
主要由感应机构（转速发送器），传送放大机构（压力变换器，断流式错油门），执行机构（油动机、调速汽阀）三大部分组成（见附图）。
作用：
在稳定运行时，保证汽机转速不变，符合规定值。
在异常情况下，保证汽机转速不超过规定
的范围。
原理：
转速发送器（脉冲泵）受汽轮机转速变化输出与汽轮机转速平方式正比的一次油压（汽机转速升高油压升高，反之降低），传到压力变换器，压力变换器接受了一次油压变化信号而发一个较强的
脉冲油压变化信号传到断流式错油门接受了脉冲油压的变化而使一个更强的高压油驱使油动机活塞向上（脉冲油压降低时）或向下（脉冲油压升高时）运动。
通过调节阀杠杆系统带动调节汽阀关小或开大进汽量，从而达到降低或增加转速，保证转速稳定。
与此同时，反馈导板，弯角杠杆等共同作用产生与滑阀反向的运动使反馈弹簧力增加，错油门滑阀返回到中间位置，调整完毕（见附图）
4.1.2.2B6-3.43/0.69汽轮机在调节系统中采用专门的调节装置——同步器
作用：
在汽机单独运行（未并网前）时改变它的转速，而在汽轮机与系统并列运行（并电网后）时改变它的负荷。
原理：
空负荷运行要增加转速或系统并列运行要提高负荷时，用手动操作或主控室电动操作同步器，顺时针转动同步器手轮，心杆向下位移使压力变换器弹簧紧力增加，滑阀下移，脉冲油压因回油增加而降低，错油门滑阀下移，压力油进入油动机活塞下油室，使活塞上移，调节汽阀关小，进汽量减少，从而达到降低转速或减少负荷的目的。
升高转速或增加负荷则相反，反时针转动同步器手轮，心杆向上移动。
4.1.2.3保护装置及工作原理
汽机采用超速保护，轴向位移及磁力断路油门保护装置（各装置结构及原理见附录A，附图）。
保护装置的作用：
为保证汽机在发生不正常的工作情况下，能及时动作迅速切断主蒸汽，使汽轮机停机，自动保护汽机的安全，不致于引起严重事故。
工作原理：
主油泵出来的高压油一路经危急遮断油门，磁力断路器油门，通向主汽门油缸，在正常情况下高压油顶住主汽门活塞（全开）。
当上述二个油门中任何一个发生动作时，自动切断高压油路，同时接通主汽门中高压油的泄油通路，使高压油立即泄掉，主汽门活塞在弹簧力的作用下迅速关闭，同时通过自动转换滑阀二次油路，使油动机动作迅速关闭调节汽阀，汽机停机。
4.2工艺流程图
4.2.1热力系统工艺流程图
4.2.2油系统工艺流程图
4.3工艺流程说明
4.3.1热力说明
硫酸系统出来的蒸汽分进入电站集汽联箱分三路，一路到低压减温减压，一路到中压减温减压，一路到汽轮机。
4.3.1.1发电时过热蒸汽通过调节汽阀进入背压汽轮机单列调节级叶轮，做功后从未级叶轮出来转变为0.59～0.89MPa的蒸汽进入背压管并入低压管网，送到热用户。
4.3.1.2汽轮机经过热蒸汽做功后，转子带动发电机转子以3000r/min，匀速旋转，经电磁感应作用，定子线圈产生电流向6KV电网送电。
4.3.1.3不发电时，过热蒸汽经旁路低压减温减压装置减温减压后变为0.70MPa，170℃～200℃的蒸汽送热用户。
4.3.2油系统
油系统以保证液压调节系统，保安系统压力油及润滑系统用油。
4.3.2.1机组正常运行时，由主油泵供给调节保安系统压力油及润滑用油。
4.3.2.2在开、停机及盘车期间用辅助油泵供油，当停电或交流油泵故障时用直流油泵（事故油泵）供润滑用油。
4.3.2.3在机组启动阶段，主油泵转速低，油压不能投入工作，用辅助油泵（经过冷油器）供油，直至汽轮机转速达到一定时，油动机动作，主油泵供油，停电动油泵。
5主要设备及特征
5.1主要设备
序号
设备位号
设备名称
规格型号
性能参数
1.
汽轮机
B6-3.43/0.69
3000r/min
2.
发电机
QF-J6-2
6000KW/h3000r/min
3.
交流油泵
80Y-100A
P=0.8MPaQ=750L/min
4.
注油器
5.
冷油器
YL-20
冷却水量：
40t/h2×20m2
6.
油箱
4m3
7.
汽封加热器
JQ-2016-2
冷却面积8/12m2工作蒸汽：
1.2MPa
8.
直流油泵
2CY-3.3/3.3-2
55L/min0.33MPa
9.
滤油器
SQU-A63×25S
400L/min25μ
5.2主要设备特性
5.2.1主要设备结构
汽轮机本体结构：
转子、喷嘴组、隔板、转向导叶环、汽缸、前后轴承座、轴承、调节系统装置、保护系统装置、盘车装置。
5.2.1.1调速系统：
主油泵、转速发送器、压力变换器、调速器、错油门、油动机、调节汽阀。
5.2.1.2保护系统：
危急遮断器、危急遮断油门、轴向位移遮断器、磁力断路油门、自动主汽门。
5.2.2主要设备性能
5.2.2.1发电机组
A、发电机出线端额定功率6000KW电流频率：
50Hz
B、转速
汽机额定转速：
3000r/min
发电机额定转速：
3000r/min
汽机临界转速：
～5200r/min
C、旋转方向
从机头看发电机：
顺时针
D、汽轮机额定进汽参数
额定压力：
3.43+0.10/-0.10MPa
额定温度：
435+5/-15℃
额定进汽量：
79.2t/h
E、排汽端额定蒸汽参数
额定压力：
0.69MPa
F、汽轮机运行
额定转速时振动值：
≤0.05mm（外壳上）
5.2.2.2保安系统
A、危急遮断器动作转速：
3270～3330r/min
B、转子最大轴向位移：
0.6mm
C、辅助油泵自启动压力油压：
≤0.55MPa
E、轴向位移保护动作间隙：
报警0.4mm停机0.6mm
6工艺操作指标
6.1工艺操作指标
序号
工艺指标名称
单位
指标数值
1
主蒸汽压力
MPa
高限3.53低限3.0
2
主蒸汽温度
℃
高限440低限400
3
排汽压力
Mpa
高限0.65低限0.40
4
排汽温度
℃
5
汽轮机转速
r/min
高限3030低限2970
6
润滑油压力
MPa
高限0.25低限0.08
7
润滑油温度
℃
高限45低限35
8
润滑油回油温度
℃
<65
9
轴瓦温度
℃
<85
6.2工序产品的质量指标
序号
工艺指标名称
单位
指标数值
1
排汽压力
MPa
最高：
0.65最低：
0.40
2
发电机端电压
V
高限：
6600最低:
6000
3
发电机频率
Hz
高限：
50.5低限：
49.5
6.3工序控制分析项目（如表6.3）
表6.3
序号
分析项目名称
单位
标准值
取样点
频次
结论
1
主蒸汽
溶解氧含量
Mg/L
<0.05
主汽管
一次/1小时（硫酸主控负责）
2
46#
透
平
油
酸值
m001mg/g
<0.03
油箱
一次/半月（质量管理部负责）
粘度
M2/s
（28/32）×10-6
闪点
℃
>180
酸碱反应
PH
中和
水份
无
杂质
无
7操作程序
7.1启动前的准备工作
汽机运行人员在汽机启动前，应进行准备及全面仔细检查。
7.1.1启动前应对全部设备进行详细的检查,确认安装（或维修）工作已全部结束，汽轮机、发电机组
及各辅助设备，附近的地面都已清扫干净。
7.1.2对所有的电气、仪表、设备、工艺及其附件检查其完整性，并对静态、动态试验相关各项指示、报警、保护等动作信号进行测试确认完好。
7.1.3对油系统与保安系统的检查。
7.1.3.1油箱中的油位正常，油质检验合格。
7.1.3.2拆除为清洁管道而设置的临时性滤网或堵板等。
7.1.3.3启动辅助油泵，检查油系统有无漏油，油路是否畅通。
7.1.3.4通往仪表的所有管路上的阀门均应打开。
7.1.3.5检查进口润滑油的温度不应超过45℃，如果超过，应打开油冷却器的冷却阀门；如果润滑油温度低于25℃，应进行加热，使油箱中的油温上升到30℃即可停止加热。
7.1.3.6调整润滑油的油压，使油压保持在0.2～0.25MPa的范围，调节油压保持在0.8Mpa以上。
7.1.4电动盘车试运转，确认无异常声音后保持盘车，检查汽轮机、发电机转动正常。
7.1.5对汽水系统进行检查
7.1.5.1对主蒸汽管路上的隔离阀进行启闭检查。
7.1.5.2主汽阀、调节阀、排汽管路上的闸阀、排汽放空阀、各疏水阀等均应处在关闭位置。
7.1.5.3汽封管路上通向汽封冷凝器的阀门应打开，汽封抽汽器的蒸汽阀等均应处在关闭位置。
7.1.5.4背压管道上的安全阀应处于投入状态。
7.1.5.5检查调速系统正确性，危急遮断油门处于脱扣位置。
7.1.6对调节保安系统进行检查
7.1.6.1检查油动机、调节阀及阀杆的外部情况，检查各转动交点的润滑情况、杠杆机构连接的灵活状况。
7.1.6.2速关阀、调节汽阀等做人为的动作检查。
7.1.6.3检查各保安装置均在对应的正确位置。
7.1.7有下列情况之一汽轮机禁止启动。
A、经油质化验发现油质严重恶化。
B、无监视转速测量装置（转速表失灵）主要仪表失常，不能监视汽温、汽压、流量、轴承温度、油压等。
C、油系统油压达不到规定值。
D、严重威胁人身或设备安全的其它缺陷。
E、开车前油箱油位低于3/4和油系统严重漏油。
F、盘车装置工作失灵。
G、油温低于25℃。
H、无冷却水或水质恶化。
I、辅助油泵、事故油泵不能正常工作。
7.2暖管
7.2.1隔离阀前暖管
7.2.1.1打开管道上各疏水阀门和中压电动放空阀。
7.2.1.2联系调度通知30万硫磺制酸装置打开中压蒸汽阀门（或用自产蒸汽），对隔离阀前主蒸汽管路进行暖管，蒸汽用量为3—5t/h，维持管内压力在0.25MPa左右，加热管道，温升速度5～10℃/min。
7.2.1.3当管内壁温度达130～140℃后,以0.25MPa/min的速度提升管内压力,使管内压力升到规定数值。
7.2.1.4当管道压力上升到正常压力后，检查管道的膨胀及吊支情况。
开始暖管时，疏水阀门尽量开大，以便及时排出凝结水，随着管壁温度和管内压力的升高，逐渐关小疏水阀门，以防大量蒸汽漏出。
暖管时注意:
A、必须严格防止蒸汽漏入汽缸引起转子变形；
B、管道各部分（如法兰和螺栓等）的温差不能过大；
C、管壁温度不得小于相应压力下的饱和温度；
D、对于新安装的机组或大修后的机组,则需先进行管道吹扫工作。
7.2.2速关阀前暖管
主蒸汽管暖结束后，缓慢打开主蒸汽管道上隔离阀的旁通阀,对速关阀前的蒸汽管进行暖管。
控制加热速度，每分钟温升不超过10℃。
当管道上的温度达到250℃以上,压力与主蒸汽管道一致时，可打
开手动隔离阀，之后再打开电动隔离阀，关闭旁通阀。
当蒸汽温度达到300℃以上，压力达到3.4MPa以上时，关闭放空阀，准备启动汽轮机。
在暖管过程中应注意检查阀门应无蒸汽冒出，若有蒸汽冒出，应检查关严电动主汽阀及旁路阀，严防暖管时蒸汽漏入汽缸。
7.3启动及暖机
7.3.1复查润滑油压力在0.2～0.25MPa，调节油压力在0.8MPa以上，油冷却器出口温度在30℃-40℃。
7.3.2检查背压排汽管路上的放空阀处于全开位置、并网电动阀处于全关位置,并网阀前疏水全开。
打开汽封抽射器和汽封冷却器上的阀门，将汽封冷却器投入使用。
7.3.3发电机及附属设备经电仪人员检查合格,具备开车条件。
7.3.4停下电动盘车装置，将盘车装置退出，处于分离位置。
7.3.5扣上危急遮断器，建立启油压（0.8MPa）；逆时针缓慢旋转启动调速手轮，建立速关油压，打开速关阀；继续旋转启动调速手轮，建立二次油压，当二次油压＞0.15MPa时，汽轮机开始冲转，调整汽轮机转速在600r/min暖机30分钟。
暖机结束后，仔细检查机组有无异常声音，各监测参数（温度、振动、压力、位移、转速等）是否正常，确认机组运行正常后，继续旋转启动调速手轮，将汽轮机缓慢升速至2700r/min左右，用锁紧手柄锁紧启动调速手轮，使用同步器手轮继续升3000r/min（也可以到配电操作室用升速、降速按钮升速）。
升速时一定要缓慢，注意检查汽轮发电机组各轴承润滑情况、有
无异常响声；检查机组各运行数据在正常范围内；特别要注意汽轮机振动值，若振动值升得过快或过高停止升速，必要时可降低转速，待振动值下降后再继续升速。
7.3.6投入汽封加热器工作蒸汽压力0.2～1.18MPa，加热器内压力为-0.005MPa，调整抽汽使信号管微有蒸汽冒出即可。
7.3.7当轴承进口油温高于45℃时，将冷油器投入运行，使冷油器出口油温保持在35～45℃。
7.4并热网
7.4.1当汽轮机达到额定转速（3000r/min）时，减温减压装置在DCS控制上投入自动，将主汽压力设定为3.4MPa，保证主汽压力在额定范围；
7.4.2缓慢关闭向空排汽阀，提升背压略高于热网压力0.05MPa时，缓慢开启背压管上隔离阀的旁路阀，保持背压稳定，开启电动隔离阀，同时关闭向空排汽阀，隔离阀开完后，关旁路阀。
7.4.3关闭主蒸汽管路背压排汽管路的直接疏水阀，关闭汽缸疏水，汽封抽汽管路疏水应保持常开。
7.5并电网
并热网完成后通知电仪人员进行并电网操作，并网成功后，升负荷到1500KW-2000KW；运行稳定、各运行数据正常后，逐渐增加负荷，直至达到满负荷运行（负荷不允许超过汽轮发电机组最大功率6000KW）。
7.6升速和升负荷过程中应注意下列事项
A、升速前油温应达到35℃以上，在35℃～45℃，当油系统出现不正常的现象（油温过低或过高等）
应停止升速查明原因；
B、当机组出现不正常的响声或振动，应降低转速检查。
C、当汽轮机热膨胀发生显著变化时，应降低转速进行检查；
D、注意保持中压蒸汽温度、压力在正常范围内。
7.7正常操作要点
7.7.1正确使用所管设备，严格控制操作指标合格。
7.7.2每小时应将所有仪表的读数记录下来，如发现与上次记录有变化时，应立即查明原因并排除。
同时听测风机、汽轮机内部的声响和轴承的振动情况；汽轮机的轴向位移情况。
7.7.3经常检查轴承进口油压和油温，正常油压为0.2～0.25Mpa，正常油温为35～45℃，轴承出口油温不超过65℃。
7.7.4经常检查油箱中的油位，不得低于允许的最低油位线；经常检查冷却水的流动情况及水压。
7.4.5经常检查油冷却器油的出口温度，并调节冷却水进口阀的开启量来保证油液的冷却要求。
7.7.6为提高热交换性能，防止水垢形成，冷却水的温度尽可能要低些，水流量要大一些。
7.7.7定期冲洗滤水器，定期检查各疏水管路，及时排出汽水。
7.7.8滤油器前后压差超过0.05MPa时应切换，切换时不能引起润滑油系统断油，切换后即将滤油网清洗干净备用，并作好记录。
7.7.9备用冷油器投入运行时（应有监护人）应注意：
7.7.9.1缓慢开启备用冷油器入口油阀充油，同时开启油侧排气旋塞排出空气，出油时关闭旋塞，注意在冲油过程中不得使系统油压发生变动；
7.7.9.2开启水侧出水阀，随后开进水阀开度为1/4转；
7.7.9.3缓慢开大油侧出油阀和水侧进水阀，注意不得引起润滑油压和油温波动；
7.7.9.4油侧压力应大于水侧压力，用进水阀调节冷却水量；
7.7.9.5若将运行中的冷油器停下来，先关进水阀，后关出水阀，再关油进、出口阀。
7.8停车程序
7.8.1正常停车
7.8.1.1接停机通知后，辅助油泵、事故油泵自启动检验，经检查确认能正常运行后，停下投入自动状态备用。
7.8.1.2逐渐降低负荷，当负荷降为0时，通知电仪人员将发电机解列，手击危急保安器，停下机组，注意转速下降情况，记录惰走时间，根据蒸汽变化情况调整减温减压装置。
7.8.1.3机组停下后辅助油泵能自动启动，保持润滑油压在0.10～0.25MPa。
7.8.1.4关中压蒸汽电动、手动隔离阀；关闭背压并网阀，打开背压放空阀，全开相应管道疏水阀。
7.8.1.5停止汽封加热器
7.8.1.6转速下降过程中注意听测汽轮机内部声音及观察轴承振动及回油情况。
7.8.1.7当冷油器出油温度降到35℃时，关闭进水阀。
7.8.1.8转子停止转动（汽轮机转速为0r/m）后，投入电动盘车装置，连续盘车直至汽缸冷却。
在盘车时，辅助油泵必须保持供油（若轴承供油中断时，禁止连续盘车）。
当转子温度低于60℃（一般在停机36小时后）时，停下电动盘车装置，停下辅助油泵，改为手动盘车，每班盘车一次，盘车180°。
7.8.2故障停机
汽机运行中，下列情况须紧急停车，手击危急保安器停下汽轮发电机组，其它操作同正常停机，并把故障原因详细记录。
7.8.2.1转速超过3330r/min危急遮断器不动作。
7.8.2.2主油泵发生故障，辅助油泵不能自动启动。
7.8.2.3调节系统异常，不能维持调节油压或调节系统失灵。
7.8.2.4转子轴向位移超过0.6mm，轴向位移遮断器及自动保护装置不动作。
7.8.2.5轴承回油温度超过70℃或轴瓦温度超过100℃。
7.8.2.6油系统着火并且不能很快扑灭时。
7.8.2.7油箱油位突然降到最低油位以下。
7.8.2.8发生水冲击时。
7.8.2.9机组有不正常的响声时。
7.8.2.10主蒸汽管路或排汽管破裂时。
7.8.2.11排汽压力升高超过0.89MPa限定值，安全阀不动作或放空失灵时。
7.8.2.12发电机组故障及功率超过额定功率而不能采取措施降低时。
7.8.2.13当主汽压力低于2.2MPa或主汽温度低于370℃，高于450℃时。
7.8.3事故处理
7.8.3.1根据仪表指示及外部征兆，判断设备正处在事故状态。
7.8.3.2当发生事故时，值班人员应设法解除人身及设备的危险，保证非事故的设备正常运行。
尽量保持热网压力的正常供给，不得使事故扩大。
7.8.3.3当事故发生时，值班人员必须立即采取措施处理事故，并及时将故障情况和采取的措施汇报给技术人员、调度室及厂领导。
7.8.3.4在处理事故时，接上级命令，应复诵一遍，执行后向发令人汇报执行情况。
7.8.3.5当发生本规程没有的故障时，值班人员必须根据自己的认识和判断，主动采取措施处理，如果发现自己不了解的现象时，须迅速向上级报告，作好监视，努力弄清原因。
7.8.3.6从事故发生到事故消除，运行人员必须坚守岗位。
7.8.3.7禁止无关人员停留现场。
7.8.3.8主管技术人员在机组发生事故时，必须立即赶到现场，领导处理事故的工作，给值班人员
必要的指示。
7.8.3.9事故处理结束后，值班人员应将事故的征兆、时间、地点、处理经过准确地做好记录。
8常见故障处理（如表8.0）
序号
类别
常见故障名称
故障现象
故障原因
处理措施
1
汽轮发电机组的振动
1.机组在运行中突然出现不正常的振动和异常响声。
1.主蒸汽温度急剧下降；
2.轴承及汽缸法兰接合面，主蒸汽管道法兰处冒白色湿蒸汽或溅出水滴；
3.汽轮机振动逐渐剧烈；
4.汽机内有金属响声
5.转子轴向位移增大，推力轴承温度升高。
1.主蒸汽温度过低使湿蒸汽进入汽轮机。
2.润滑油温过高或过低；
3.润滑油压下降；
4.主蒸汽温度过高引起汽缸不正常的热膨胀
应降低负荷寻找原因，消除缺陷直至振动和异常响声消除，如振动强烈应紧急停机
2.机组在启动升速和升负荷过程中发生振动
振动激烈两轴封处或汽缸内听到清楚的磨擦声
1.疏水操作不当；
2.蒸汽带水；
3.暖机不够均匀；
4.升速或加负荷过快；
5.停机后盘车不当使转子有较大弯曲值；
1.振动较强听到清楚的磨擦声音应立即停止起动；
2.振动不大应减速或减负荷至振动消失，并在此转速，负荷段暖机10～15分钟，再逐渐升速或加负荷，否则停机检查。
若上述各点振动原因均不存在则应考虑机构内部设备缺陷：
1.叶片断裂；
2.轮盘和轴的结合松驰；
3.汽封损坏；
4.汽机内部某些部件变形或损坏；
5.发电机内掉入杂物；
6.汽轮机中心不正，轴承间隙不合格。
应紧急停机
3.水冲击
1.新蒸汽温度急剧下降；
2.轴封及放汽管汽缸法兰接合面，新蒸汽管道法兰盘处冒白色湿蒸汽或溅出水滴；
3.汽轮机振动逐渐剧烈；
4.机内有金属响声和撞击声；
5.转子轴向位移增大，推力轴承温度增高；
6.主蒸汽管内有清楚的水击声；
1.废锅满水，负荷聚增；
2.炉水品质不好，引起汽水共腾；
3.汽机疏水系统不正常或疏水不当使蒸汽系统积聚冷凝水。
必须立即紧急停机把管道及汽机内部所有疏水阀打开：
1.正确记录惰走时间；
2.检查推力轴承温度及轴向位移变化；
3.细听机声及注意机体振动；
4.检查确无不正确情况后充分疏水重新开机。
2
主油泵故障
油压下降主油泵有异常声
主油泵齿轮故障或注油器滤网堵塞
启动辅助油泵
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