汽轮机典型事故预防措施.docx

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汽轮机典型事故预防措施

组织机构

分部试运的职责及组织机构：

1、分部试运应在试运指挥部下设试运组的领导下进行。

由施工单位负责（分管试运组长由主体施工单位出任的副总指挥兼任）。

2、建设、调试、生产、设计单位参加。

3、主要辅机设备应有制造厂人员参加。

4、分部试运中向调试工作，一般由调试单位完成。

启动前的准备工作及应具备的条件

一、分部试运应具备的条件：

1、相应的建筑和安装工程已经完工并按《火电工程调态试运质量检验及评定标准》验收合格。

2、试运需要的建筑和安装工程的记录等资料齐全。

3、具备设计要求的正式电源。

4、组织落实，人员到位，分部试运的计划；方案和措施已经审批、交底。

二、汽轮机启动前应具备的条件:

a）系统要求:

（1）、汽轮机各系统及设备完好，阀门位置正确。

（2）、汽、水、油、气系统及设备冲洗合格。

（3）、热控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正确。

（4）、计算机控制系统连续正常工作2h~4h以上。

2、有关实验启动前全部试验合格。

3、汽轮机冲动前连续盘车，要求冲转前应连续盘车4h以上，特殊情况不少于2h。

4、轴封供气及抽真空。

轴封供气：

（1）、静止的转子禁止向轴封供气。

（2）、高低压轴封供汽温度一般在130℃—180℃

抽真空：

（1）、汽轮机轴封未送不应抽真空。

（2）、冲转前应保持适当的真空75-85KPa

5、下列情况之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网：

（1）、全部转速表失灵。

（2）、调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出危机保安器动作值。

（3）、主汽门调速汽门；抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵。

（4）、危机保安器超速试验不合格。

（5）、汽轮机任一跳机保护失灵。

（6）、汽轮机任一主要控制参数失去监视或任一主要调节控制装置失灵。

（7）、高压启动油泵、润滑油泵、事故油泵之一故障或其自启动装置失灵。

（8）、高、中压外缸内壁上下温差不大于或等于50℃

（9）、盘车装置，盘车不动或盘车电流超限。

（10）、汽轮机动静部分有清楚的摩擦声或其他异音。

（11）、汽、水、油、气品质不合格。

三、冷态启动：

1、进入汽轮机的蒸汽至少有50℃以上的过热度，并考虑与缸温匹配。

2、冲转前应对主、辅设备及相关系统进行全面检查，均应具备启动条件。

3、汽轮机冲转：

（1）、汽轮机冲至400—600r/min，迅速切断进汽，进行摩擦检查，仔细倾听汽轮机内部声音，确认流通部分无摩擦各轴承回油正常，应立即升速，升速率一般为每分钟100r/min2

（2）、暖机时间，暖机转速应按制造厂提供的启动曲线进行。

（3）、暖机时间和温度应满足制造厂规定的要求。

4、并网及带负荷：

（1）、并网后立即带5﹪额定负荷暖机，在此负荷下至少稳定运行30min主蒸汽温度每变化2℃，稳定暖机时间增加1min

（2）、严格按启动曲线要求控制升负荷率。

主蒸汽参数的变化率。

（3）、升负荷至预定的负荷点，确认相应的疏水阀应关闭。

（4）、检查确认汽轮机振动，汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度、油系统压力，温度等主要参数在正常范围。

（5）、高、低压加热器应随机启动，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力并能克服高度差引起的静压时，应换为该段抽汽，除氧器滑压运行。

（6）、根据负荷的增加应及时调整凝汽器真空，切换或投入给水泵、循环泵、疏水泵、等辅助设备。

四、热态启动：

主汽温度比调节级金属温度高100℃，保证主蒸汽温度有50℃以上的过热度。

热态启动操作：

1、先送汽封，后抽真空。

低缸汽封供汽温度为120℃—150℃。

2、机组保护投入，若电调启动，则电调系统检查正常。

3、锅炉作好机组冲转后快速带负荷的准备，尽可能将高、低加热器旁路阀开大，以满足机组并网后快速带负荷的需要。

（1）、冲转前检查盘车电流正常，大轴晃动不超过原始值±0.02mm

（2）、冲动转子在600r/min停留5min。

全面检查机组。

确认良好后，以200—250r/min升速至3000r/min定速后，检查机组正常。

通知电气并网带上初始负荷。

（不宜在3000r/min长时间空转）

（3）、升负荷过程中，监视汽缸的胀差和壁温。

振动的变化情况。

（4）、机组若在1200r/min以下，轴承振动超过0.03mm，立即打闸停机，投入连续盘车。

检查转子弯曲值，盘车电流和上下缸温差。

（5）、汽轮机冲转后根据低压缸排汽温度投、切低压缸喷水，正常情况下排汽缸温度不超过65℃可以长期运行，一般不得超过80℃

启动前的试验、技术方案及措施

一、汽轮机启动前的试验：

1、汽轮机调速系统静止试验。

2、汽轮机全部跳机保护试验及机、炉、电大连锁试验。

3、抽汽逆止门，控制阀，调节阀开关及保护连锁试验。

4、除氧器、加热器等主要辅助设备的保护试验。

5、各种油泵、水泵启停及保护连锁试验。

6、辅机应经一定时间的连续运转证明可靠。

二、技术方案：

1、编制试运项目，标准和负责单位或个人的“实验项目总目录”。

2、按逻辑关系和关键路径原则编制的“启动调试项目网络图”。

3、按主线表示的试验进度表。

4、单机、分系统试运措施。

三、试运检查、调试的内容：

1、对设备、机械或系统一个一个地启动、实验和调整，以确认是否与设计性能相否。

2、检查操作指令、测量仪表、信号、程控、连锁保护等功能是否正确。

3、根据现场实际情况，对辅机进行带负荷；热工保护、程控试验和整个分系统进行调试；考验工程质量确定是否具备参加整套启动试运的条件。

4、分部试运及调整试验应由安装及调试单位做出技术记录，各项试验结果将作为整套启动试运的依据。

5、分部试运合格后，由施工、调试、建设监理，生产等单位及时进行验收签证。

四、汽轮机的主要保护：

1、汽轮机事故跳机保护。

2、机械超速保护。

3、轴向位移保护。

4、低真空保护。

5、润滑油压低保护。

6、轴振动保护。

7、推理瓦温度高保护。

8、高低压加热器及除氧器水位保护。

9、低压缸排汽安全阀（保护膜）

10、抽汽逆之门保护。

五、汽轮机的主要监测参数：

1、汽轮机转数、盘车电流。

2、汽轮机转子偏心度、振动。

3、汽轮机转子轴向位移。

4、主汽温度、压力及排汽压力、温度。

5、主汽流量，主给水流量，疏结水流量。

6、推力轴承，支持轴承，金属温度及回油温度，润滑温度。

7、凝结水箱，高低压加热器，除氧器，疏水箱；油箱液位指示。

8、各段抽汽压力、温度的变化。

调试人员的职责

对调试人员的职责要求：

1、调试人员必须全面掌握机组的设计特点，自动化水平以及机组的运行特性。

2、熟知汽轮机全部设备，包括汽轮机本体；调节系统、凝汽设备、加热器、除氧器、各种水泵等的构造和工作原理。

3、熟知每个阀门的位置、仪表的用途，各种保护及自动装置的工作原理和作用。

4、熟练地掌握汽轮机设备的启动、停机和正常运行的操作。

5、能根据规程要求及相关经验正确而迅速地处理所发生的各种事故和异常情况。

6、调试人员必须对现场的设备及系统进行全面检查。

其中包括：

查看设备供货与设计是否一致。

7、调试人员根据图纸、资料结合现场实际情况，检查系统布置的合理性。

8、调试人员尽可能提出安装、设计和制造方面的缺陷和问题。

提出合理化改进建议以保证试运工作的顺利进行。

9、调试人员应掌握有关图纸、资料的基础上熟悉掌握各项设备及系统的调试内容、方法和步骤。

10、编写符合实际情况的调试大纲，调试技术方案和措施。

机组整套启动方案及措施

一、机组整套启动步骤：

1、空负荷调试。

2、带负荷调试。

3、满负荷试运。

二、试运步骤：

1、单机试运

2、分系统试运

三、单机试运、单台辅机试运：

1、主要是辅机包括电动机及其电气部分试运。

2、带机械部分试运和带负荷单系统试运。

四、分部试运阶段的主要调试技术方案及措施：

1、循环水系统试运措施。

2、工业水系统试运措施。

3、凝结水系统试运措施。

4、除氧器投运措施。

5、高、低加热器投运措施。

6、真空泵及其系统调试措施。

7、电动给水泵启动调试方案。

8、有关水管道冲洗措施。

9、汽轮机润滑油及调节保安系统调整试验措施。

10、盘车系统调试措施。

11、发电机冷却水系统调试措施。

12、汽轮机旁路系统的调试措施。

汽轮机的主要调试方案及基本内容

一、分部试运及调整试验的内容：

1、有关阀门的活动与调整。

2、辅助设备安全门的预整定。

3、真空系统严密性检查。

4、附属机械试运行

5、汽水管道的吹扫和冲洗。

6、汽轮机辅助设备试运行。

7、油系统试运和油循环。

8、调节系统和自动保护装置试验

二、空负荷调试基本内容：

1、按机组冷态或热态启动曲线开机，即汽轮机冲转、升速至主机达额定转速。

2、机组轴系振动监测。

3、调节保安系统有关参数的调试和整定。

4、汽轮机跳闸试验。

5、电气试验，并网带初负荷试验。

6、自动主汽门、调节汽门严密性试验。

7、超速试验。

三、带负荷调试的基本内容：

1、机组分阶段带负荷直到带满负荷。

2、汽水品质调试。

3、相应的投入和试验各种保护及自动装置。

4、厂用电切换试验。

5、启停试验。

6、真空严密性试验。

7、自动主汽门及调门活动性试验。

8、协调控制系统符合变动试验。

9、汽轮机旁路试验。

10、甩负荷试验。

四、满负荷试运基本内容：

1、机组满负荷试运一般分72h和24h两个阶段进行。

2、连续完成72h满负荷试运行后，停机进行全面的检查、消缺。

3、消缺后开机，连续完成24h满负荷试运。

4、在整套启动试运阶段应如实做好试运期间的各项记录。

5、整套启动试运过程中发生的问题，由建设单位全面负责，组织有关单位消缺完善。

6、整套启动试运后，须由质检中心站进行质量评价。

7、启动验收和整套启动试运的工作总结。

五、汽轮机运行：

1、按照正常运行控制参数限额规定，监视汽轮机主要参数及其变化值不超限。

2、按规定内容进行设备定期巡检及维护。

3、每小时对定时打印或抄录的参数进行分析，使机组在经济状态下运行。

4、定期进行有关设备的切换及试验。

5、负荷调整。

汽轮机典型事故预防措施

一、汽轮机超速：

1、主要危害：

1）导致叶轮松动变形

2）叶片及围带脱落

3）轴承损坏

4）动静摩擦甚至断油

2、主要特征：

汽轮机转速升高超过危机保安器动作值

3、主要原因：

1）发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。

2）危机保安器超速试验时转速失控。

3）发电机解列后，抽汽止回阀泄漏或关闭不到位。

4、处理要点：

1）立即紧急故障停机，确认转速应下降。

2）若发现转速连续升高，应采取果断隔离及泄压措施。

3）查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常，方可重新启动。

4）应经校验，危机保安器及各超速保护装置动作正常，并可并网带负荷。

5）重新启动过程中，应对汽轮机振动，内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点。

检查与监视，发现异常情况应停止启动。

5、预防措施：

1）汽轮机启动前认真检查主汽门、调速器门的安装质量，检查各汽门开关动作灵活。

调节、保安系统出现缺陷应及时消除，严禁带病运行。

2）调速系统定期试验是防止机组超速的主要手段之一，要按规定进行。

调速系统速度变动率不大于5％，迟缓率液调不大于0.2％，电调不大于0.06％

3）应进行危机保安器超速试验合格，各停机保护的在线试验和主汽阀、调节阀及抽汽止回阀的活动试验良好。

4）汽门严密性试验应合格，停机过程中发现主汽门或调速汽门卡涩，应设法将负荷减至“0”MW，汽轮机先打闸后解列发电机，其关闭时间应符合设计要求。

5）要认真贯彻电力部建设协调司1999年《汽轮机电负荷试验导则》的要求进行新机甩负荷试验。

6）调节保安系统投入前必须有油质合格报告，运行中应定期化验，过滤。

7）为防止油进水，应保汽封间隙调整适当，汽封压力应符合设计要求，轴承负压98—196pa合格，排油烟风机运行正常，油箱负压在196—245pa。

8）超速试验前必须进行主汽门、调节汽门严密性试验。

试验结果应符合要求。

9）汽轮机保护动作可靠并已投入，连锁及报警号正确。

10）主机的就地和远控停机按钮试验正常，主汽阀、调节阀、抽汽止回阀联动可靠。

11）所有转速就地和远控停机按钮装置校验合格，超速试验时至少两只进过校验合格的独立的转速探头和转速显示装置。

二、汽轮发电机组轴瓦损坏：

1、主要危害：

造成轴颈损坏，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。

2、主要特征：

1）轴承钨金温度明显升高或轴承冒烟。

2）推理轴承损坏时，推力瓦快金属温度升高。

3）回油中发现钨金碎末。

3、主要原因：

1）轴承断油或润滑油量偏小

2）油压偏低，油温偏高或油质不合格

3）轴承过载或推力轴承超负荷

4）轴承间隙紧力过大或过小

5）汽轮机汽缸进水或发生水冲击

6）汽轮机轴或轴承振动偏大造成轴瓦损坏

7）交直流油泵自动连锁不正常，有关连锁保护定值不正常，造成事故供油不正常

4、处理要点：

1）运行中发现轴承损坏应立即紧急故障停机

2）因轴承损坏停机后盘车不能投入运行，不能强制盘车，应采取可靠的隔离措施，防止汽缸进水或冷汽

5、预防措施：

1）汽轮发电机组所有油管路安装正确，支持轴承、推力轴承、发电机密封瓦安装正确。

汽轮发电机转子应可靠接地。

2）油循环清洗方式合理有效，油质合格清扫全部滤网。

油质应符合标准。

3）油系统中的压力表、油温表及其变送装置，轴承金属温度表等校验合格，安装位置正确，指示正确。

4）低油压连锁、保护、油位报警、各轴承金属温度、回油温度及轴向位移报警、保护按规定在启动前试验和运行中定期试验正常。

5）直流油泵联动试验合格，直流油泵单独运行转速、油压、轴承回油情况均正常，能满足停机和盘车的要求。

6）冷油器的投入和切除应在严格监护下操作。

应事先放尽所投冷油器中空气并注意监视润滑油压力，流量和温度的变化。

7）当机组定速主油泵工作正常后，密切监视停掉高压油泵或润滑油泵，就地润滑油压的变化，防止少油或断油。

8）油箱内滤网前后油位差应随时监视，定期清扫滤网。

9）正常停机，先做交流润滑油泵、直流润滑油泵启动试验，正常后方可打闸停机。

10）盘车启动后注意盘车电流变化，防止盘车状态下磨损轴瓦。

11）在运行中不得随意退出或停用油系统中主要监视仪表。

三、防止汽轮机大轴弯曲：

1、主要危害：

引起汽轮机强烈振动或动静碰磨，严重时导致汽轮机损坏。

2、主要特征：

1）汽轮机偏心度超限，连续盘车4h不能恢复到正常值。

2）临界转速振动显著增大。

3、主要原因：

1）动静部分发生摩碰

2）汽轮机进水，特别是停机后汽缸进水

4、处理要求：

大轴发生热弯曲，消除后应连续盘车4h方可启动，不消除不得再次启动。

6、预防措施：

1）汽轮机每次冲转前及停机后均应测量转子偏心度及盘车电流应正常。

2）高压缸排汽逆止门、各段抽汽逆止门及其控制装置试验灵活无卡涩，连锁动作可靠。

3）汽轮机正常运行情况下，在不同负荷下应经常测量各轴承振动值并掌握振动规律。

4）启动时必须确认大轴晃动、轴承振动、轴振动、胀差、轴向位移、汽缸壁温及防水检测等重要监视仪表安好投入，否则禁止启动。

5）汽轮机冲转前高中压内外缸壁温差不超过50℃高中压缸上下温差不得超过35℃

6）主蒸汽、抽汽、本体疏水畅通，严防汽轮机进水，进冷气。

7）启动过程中有专人检测振动，在1200r/min以前轴承振动超过0.03mm立即停机，过临界转速轴承振动超过0.10mm或轴振动超过0.25mm立即停机。

严禁硬闯临界或降速暖机。

8）热态启动先送汽封，后抽真空。

9）运行中应严密监视蒸汽温度，蒸汽温度突降50℃必须立即停机。

10）机组停机后，注意监视凝结水箱、水位，以防汽缸进水变形。

11）如盘车电流异常，应及时查明原因处理，如动静摩擦清晰可闻，可先进行180°间歇盘车，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车，当盘不动车时，严禁强行盘车。

12）停机后应认真监视凝汽器，除氧器的水位，可靠地切断有可能反向汽缸的水源和冷汽，防止汽缸进水造成大轴弯曲。

四、汽轮机水冲击：

1、主要危害：

引起汽缸变形，动静间隙消失发生摩碰，大轴弯曲。

2、主要特征：

1）上、下汽缸温差明显增大。

2）主蒸汽温度突降。

3）轴向位移与推力瓦温度显著变化。

4）汽轮机轴或轴承振动增大。

5）抽汽管道发生振动。

6）盘车状态下盘车电流增大。

3、主要原因：

1）锅炉主蒸汽温度失控或蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水。

2）加热器管束破裂满水倒灌进汽轮机。

3）轴封进汽或抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。

4、处理要点：

1）运行中主蒸汽温度突降超过规定值或下降至极限值，应立即紧急故障停机。

2）汽轮机盘车中发现进水，应立即查明并切断进水点，保持盘车运行一直到汽轮机上下汽缸温差恢复正常，同时加强汽轮机内部声音，转子偏心度盘车电流等的监视。

3）汽轮机在升速过程中，发现进水应立即停机进行盘车。

5、预防措施：

1）锅炉应防止误操作或自动失灵使锅炉满水进入汽轮机。

2）汽轮机进水监测装置应可靠投入，运行中应防止除氧器、高低加热器。

轴封加热器等满水。

加强水位监督。

3）停机后注意隔绝一切可能返水，返冷汽的来源。

严密监视汽缸上下温差。

4）防止由于本体疏水系统设计、运行不合理，造成汽轮机缸体上下温差超标。

5）主汽温度10min内汽温急剧下降50℃时，应紧急停机。

6）热态启动前，主蒸汽充分暖管，保证疏水畅通。

五、机组轴承出现过大振动：

1、主要危害：

造成轴承损坏、动静摩擦、大轴弯曲甚至毁机。

2、主要原因：

1）动静碰撞或大轴弯曲。

2）转子质量不平衡或叶片断落。

3）轴承工作不正常或轴承座松动。

4）汽缸进水或冷汽造成汽缸变形。

5）中心不正或联轴器松动。

6）滑销系统卡涩造成膨胀不均或不畅。

3、处理要点：

汽轮机冲转后任一轴承出现0.03mm振动或任一轴承处振动超过0.12mm不应降速暖机，应立即打闸停机查找原因。

4、预防措施：

1）机组重转升速时，应有专人负责测试，记录振动频率，油膜压力、以便综合分析诊断。

2）汽轮机轴承振动数值以垂直振幅为主，限值规定如下：

1200r/min以下<0.03mm

1200r/min以上<0.04mm

临界转速<0.10mm

额定转速<0.03mm

3）机组振动大而停机时，应立即启动盘车，测量大轴弯曲，判断转子是否弯曲。

4）停机后发现转子弯曲过大，汽缸变形使动静间隙缩小，盘车有明显摩擦，应停止连续盘车。

改间歇性盘车。

盘不动车时，禁止强制盘车。

5）要正确判断临界转速，防止误判断造成事故。

6）如机组下达到额定转速后，振动不断增大，应尽快查明原因及时处理，振动不能减小使，应停机处理。

7）为防止发生轴承油膜振荡，机组作超速试验时，应及时调整润滑油温在40—42℃

8）汽轮机在额定转速振动大于0.25mm时，应立即打闸停机查明原因。

9）如机组某轴承有较大振动时，要综合轴承盖振动和轴振动分析，采取处理措施。

六、汽轮机真空下降：

1、主要危害：

汽轮机真空下降不仅使机组经济性降低，严重时可能造成低压末级叶片发生颤振。

轴向推力增大，振动增大，甚至造成汽轮机事故。

2、主要原因：

1）空冷设备工作不正常，换热效率降低。

2）空冷风机、风量不足或外部环境温度升高。

3）真空系统泄漏或设备异常。

4）凝结水箱、水位控制失常。

3、处理要点：

1）发现真空下降，首先对照低压缸排汽温度进行确认查找原因，同时进行相应的处理。

2）真空下降时应按规定限制负荷，若负荷降至30％额定负荷，真空仍不能恢复应立即减负荷至“0”MW停机。

4、真空急剧下降的原因及处理：

1）空冷设备工作失常，立即查明原因做处理不能恢复正常工作，减负荷甚至停机。

2）真空泵工作失常。

处理：

应启动备用真空泵。

3）凝结水箱满水。

处理：

启动备用凝结泵。

4）轴封供汽中断。

处理：

向轴封供汽。

5、真空缓慢下降的原因及处理：

1）空冷风机风量不足。

2）真空泵工作水温升高。

3）真空系统漏入空气。

七、流通部分动静磨损：

1、磨损原因：

1）汽缸与转子不均匀加热和冷却。

2）启动与运行方式不合理。

3）保温质量不良及法兰螺栓加热装置使用不当。

2、防止磨损，应采取的措施：

1）运行人员应知热胀差的调节手段，在启动，停机和变工况下，加强对胀差的监视。

2）注意运行参数的变化，使汽温、金属温度变化率在合理范围内。

3）合理调整流通部分间隙。

4）轴封供汽应注意温度与汽缸温度相匹配，切换轴封汽源，两者温度应尽量接近。

八、汽轮机叶片损坏：

1、叶片断落的特征：

1）汽轮机内部有突然的响声。

2）机组发生强烈振动或振动明显增大。

3）当叶片损坏较多而且较严重时，由于通流部分尺寸改变蒸汽流量。

调速汽阀开度，监视段压力等功率的关系都将发生变化。

4）若机组抽汽部位叶片断落，则叶片可能进入抽汽管道，使抽汽止回阀卡涩，或进入加热器使管子损坏，导致水位升高。

5）停机过程中，听到机内有金属摩擦声，惰走时间减少。

6）在停机或升速过程中超过临界转速时，机组有明显得增大或变化。

2、叶片损坏的原因：

1）振动特性不合格。

2）设计不当。

3）材质不良或借用材料。

4）加工、工艺不良。

5）偏离额定频率运行。

6）过负荷运行。

7）汽温过低。

8）蒸汽品质不良。

9）真空过高或过低。

10）水冲击。

11）机组振动过大。

12）启动、停机与增减负荷时操作不当，胀差过大等，使动静部分发生摩擦导致叶片损坏。

13）停机后主汽阀关闭不严而来开启疏水阀，有可能使蒸汽漏入机内，引起叶片腐蚀等。

3、预防叶片断裂事故的措施：

1）电网应保持在额定频率和正常允许变动范围内稳定运行。

2）避免机组过负荷运行，特别是低频率过负荷运行。

3）加强运行中的监视。

4）加强汽水品质监督；防止叶片结垢、腐蚀。

5）经常倾听机内声音，检查振动情况的变化，分析各级汽压数值和凝结水质情况。

6）停机后加强对主汽阀严密性的检查。

防止汽水漏入汽缸。

九、调节控制系统异常：

1、主要危害：

造成部分或全部调节控制功能失灵，严重时无法维持机组运行，甚至造成运行参数超限，保护动作跳级。

2、主要原因：

1）调节控制装置本身异常或被调设备异常。

2）调节控制电源失电或电源质量异常。

3）调节控制气源压力低或失汽。

3、预防措施：

1）调节控制用计算机应有可靠的电源。

2）计算机和机柜应加强管理维护。

一十、给水泵故障：

1、电动给水泵紧急事故停泵。

1）给水泵突然发生强烈振动