任务6单元机组典型事故处理.docx
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任务6单元机组典型事故处理
任务6：
单元机组典型事故处理
一、操作要点
（一）锅炉MFT动作时，应自动进行下列动作,否则应进行人为干预：
1.切断所有燃料：
（1）给煤机全部停止
（2）磨煤机全部停止
（3）油跳闸阀关闭，全部油枪四通阀关闭
2.汽轮机、发电机跳闸；
3.一次风机全停，密封风机停；
4.电除尘器停止；
5.吹灰器跳闸；
6.自动关闭过热器一、二级减温水闭锁阀和调节阀，再热器喷水闭锁阀和调节阀；
7.自动打开各层燃料风挡板和辅助风挡板；
8.汽动给水泵跳闸，电动给水泵自启动；
9.将磨煤机运行方式切至手动方式，人为复位各开关；
10.MFT信号送到CCS系统,由其送出一个超前信号给引风机控制系统，改变炉膛负压，防止锅炉灭火后，炉膛负压偏高，引起炉膛内爆，即强制关小动叶开度到一定值，维持炉膛负压在-100Pa；
11.燃烧器摆角调至水平位置。
（二）MFT动作后的手动处理
1.如尚能见到汽包水位，应注意水位调节，保持正常水位。
2.查明MFT动作原因并加以排除。
3.若是由空预器、送风机、引风机跳闸引起的MFT，应尽快查明跳闸原因，故障排除后，尽快恢复这些辅机运行。
4.进行炉膛吹扫，MFT复位。
5.如MFT原因一时难以查明和消除，则应停止通风，紧闭各风门挡板，保留必要辅机运行，保持锅炉热备用状态，准备再启动。
6.当机组从新并列，带负荷投制粉时，应逐台吹扫MFT动作紧急跳闸且尚未投用的磨煤机。
7.在机组启动初期，要严格监视空预器出口烟温，防止烟道在燃烧，同时注意监视汽包壁温变化和水位变化。
（三）汽轮机事故停机操作的原则
当机组达到脱扣条件时：
1凡是属于自动脱扣停机的，确认机组自动脱扣，否则立即手动脱扣
2凡是不属于自动脱扣停机的，手动按“汽机脱扣”按钮或在机头打闸停机
3电气逆功率解列发电机
汽机脱扣，发电机解列后，应注意汽机转速下降，检查确认电动给水泵自启动，否则手动启动。
其它操作同前。
若是紧急破坏真空停机，则脱扣后立即破坏真空，并加强监视，注意在真空到零前隔绝一切进入凝汽器汽侧的蒸汽、疏水，真空到零后退出轴封供汽。
其它操作同上。
1、汽轮机破坏真空紧急停机
1在集控室的DEH操作盘上按“脱扣”按钮或在机头扳“脱扣”手柄进行脱扣，此时BTG盘“紧急停机”声光报警，汽机转速下降。
2联系电气、锅炉，汽机紧急停机。
3检查DEH监视器上TV、GV、RSV、IV等阀门全部关闭，所有抽汽逆止门关闭，疏水阀自动打开。
4停真空泵运行，全开真空破坏门。
5当真空降至81kPa时，确认高、低压旁路自动关闭，否则立即手动关闭。
6确认汽机联锁跳闸A、B汽动给水泵，联动电动给水泵，否则手动完成。
7完成其它的停机操作。
2、汽轮机不破坏真空停机
1联系电气、锅炉，汽机要故障停机。
2在集控室的DEH操作盘上按“脱扣”按钮或在机头扳“脱扣”手柄进行脱扣，此时BTG盘“紧急停机”声光报警，汽机转速下降。
3检查DEH监视器上TV、GV、RSV、IV等阀门全部关闭，所有抽汽逆止门关闭，疏水阀自动打开。
4启动交流润滑油泵，润滑油油压正常。
5确认汽机联锁跳闸A、B汽动给水泵，联动电动给水泵，否则手动完成。
6完成其它的停机操作。
二、操作票
1、锅炉常见事故分析与处理
序号
事故类型
操作步骤
事故原因
1
汽包缺水
1、监视2252画面，一旦发现水位异常，应立即切换到2109操作棒图，检查给水泵运行工况。
2、如果事故原因为给水自动失灵，应迅速将给水自动切为手动，手动增加给水泵转速，提高给水压力，如水位继续下降，联系司磨停一台或两台制粉系统，并投一层油枪，减缓水位下降的速度，为水位回升争取时间。
3、如果事故原因为一台汽动给水泵跳闸，应迅速联系汽机启动电动给水泵并手动增加电泵的转速，增加给水量，使水位上升。
4、事故处理结果应能维持汽包水位，机组负荷在50%以上。
1、给水自动失灵。
2、一台汽动给水泵故障。
2
汽包满水
1、监视2252画面，一旦发现水位异常，应立即切换到2109操作棒图，检查给水泵运行工况。
2、迅速将给水自动切为手动，降低给水泵转速，减少给水流量，若水位高至+150mm，开启汽包事故放水门，使水位下降。
3、经事故处理后,水位恢复正常,锅炉负荷基本保持不变.
给水自动失灵
3
磨煤机着火
1、监视2201画面，发现磨煤机出口温度异常升高，立即通告司磨，调出BMS相应煤层操作画面，紧急停磨，关闭热风门、冷风门。
2、切换到相应制粉系统的操作棒图（2105，2106、2107），全关热风档板、冷风挡板。
3、联系锅炉就地开启磨煤机灭火蒸汽。
4、当磨煤机出口温度下降至正常值，所有着火现象消失后，关闭灭火蒸汽，打开石子煤斗排放阀，将石子煤斗排放完毕后，检查磨煤机有无损坏，如设备正常，再按制粉系统启动规程，恢复该磨运行。
石子煤着火
4
磨煤机堵塞
1、立即将给煤机转速减少到最少。
2、加大一次风量。
3、进行石子煤斗的清理。
4、若上述处理无效时，应停止制粉系统行。
石子煤斗堵塞或未及时清理
5
烟道再燃烧
1.加强燃烧调整对受热面进行蒸汽吹灰。
2.若蒸汽温度继续升高，无法控制时，报告值长按紧急停炉处理，手动MFT。
3.立即停止送风机、引风机运行，关闭风烟系统的所有风门、挡板和炉膛、烟道各门、孔，使燃烧室及烟道处于密封状态严禁通风。
4.利用蒸汽吹灰器向燃烧室、烟道及空预器内喷入蒸汽进行灭火，必要时，采用喷水灭火。
5.待火熄灭，烟温正常并稳定1小时后，方可停止蒸汽灭火或蒸汽吹灰设备，小心开启检查门进行全面检查，确认烟道灭火后，开启风烟系统的风门、挡板启动引风机和送风机保持30%风量通风。
6.对烟道内设备进行复查，无损坏后，锅炉方可重新启动。
烟道积存物燃烧
6
锅炉灭火
1.立即切断所有进入炉膛的燃料。
2.锅炉燃料、汽温、水位调节自动切动。
3.注意汽包水位调节，维持汽包水位，关闭减温水截止阀。
4.维持锅炉30%风量通风吹扫。
5.查明MFT动作原因，加以排除。
6.进行锅炉吹灰，MFT复归。
锅炉MFT误动作
7
省煤器泄漏
1.若泄漏不严重，可以维持锅炉运行时，将给水自动切为手动，维持汽包水位，调整风量，降压、降负荷。
2.报告值长，申请停炉，严密监视汽包水位，做好停炉准备。
3.若泄漏严重，无法维持锅炉正常运行，应按紧急停炉处理。
4.停炉后加强锅炉上水，维持汽包水位，关闭给水系统所有疏、放水门，严禁开启省煤器再循环门。
5.停炉后，停止送风机运行，保留一台引风机运行，维持正常的炉膛负压。
省煤器爆管
8
厂用电中断
1.厂用电中断引起锅炉熄火，发出锅炉MFT后，立即检查所有燃料是否切断，如未切断，应立即手动切断，确认所有给煤机、磨煤机停运，油跳闸阀关，油四通阀关。
2.检查一次风机、密封风机停运，电除尘器停运。
3.复位各失电设备的开关，即失电母线侧停运的各台磨煤机及送、引风机的开关。
4.给水、汽温、燃烧自动切为手动，如尚能见到水位，应确认电泵自启，专人监视水位、汽温，注意水位调整。
如汽动给水泵跳闸后备用电泵无法自起，应手动启动电泵，如电泵也无法启动，则应关闭给水调节门，开启省煤器再循环门，加强对汽包水位的监视。
5.关闭过热器、再热器减温水截止阀、调节阀。
6.打开各层辅助风挡板，保持30%风量通风。
7.确认燃烧器摆角水平。
8.联系电气恢复送电。
9.重启停运的空预器、引风机、送风机，投入启动锅炉。
10.进行炉膛吹扫，MFT复归。
11.锅炉重新点火。
厂用电设备故障，备用电源自投不成功
9
过热器、再热器管泄漏
1．过热器管损坏应降压运行，再热器管损坏应降负荷运行，并维持各参数稳定，加强监视，申请停炉。
1．严重泄漏或爆破时，应紧急停炉，保留一台引风机运行，维持炉膛压力，待炉内蒸汽消失时停引风机。
2、汽轮机典型事故的处理操作
序号
事故类型
操作步骤
事故原因
1
汽轮机蒸汽参数异常
1、主蒸汽压力：
正常运行中不允许大于17.5MPa（5分钟）；瞬间波动不允许大于21.67MPa，否则手动脱扣停机。
2、高压缸排汽压力：
不允许大于4.25MPa。
3、主、再热蒸汽温度：
不允许大于545℃（15分钟）、551℃（5分钟）、达到565℃时，否则手动脱扣停机；主、再热蒸汽两侧主汽门前温差大于42℃，应手动脱扣停机。
520℃-500℃时,每降10℃,减负荷5MW；500℃以下,每降1℃,减负荷10MW，至476℃时,减负荷至零。
若汽温急剧下降50℃以上（2分钟内）,立即手动脱扣停机。
2
凝汽器真空下降
1、发现汽机真空下降时，应迅速核对其它真空读数，同时核对低压排汽温度的变化，确认真空确实下降。
2、真空确实下降时，运行人员应迅速查明原因，予以恢复。
3、真空继续下降至88kPa时，应开始减负荷。
4、当真空继续下降至87kPa时，确认备用真空泵联动正常，否则手动启动。
5、当真空继续下降时，应继续减负荷直至真空恢复上升为止。
6、真空低至81kPa时，按停机处理。
7、其它：
1）若是因真空系统管道或设备损坏破漏造成真空下降时，除按上述原则处理外，应立即隔绝故障部分系统或设备，隔绝无效但能维持汽机一定真空时，应上报，联系检修处理；汽机真空不能维持时，减负荷停机。
2）在一台循环水泵故障脱扣时，因循环水量减少，汽机真空下降，应减负荷至200MW下，维持真空稳定，并注意调节凝汽器进口压力，注意监视主机，小机冷油器出口油温。
3）若两台循泵同时故障跳闸中断时，真空急剧下降至81kPa时，按不破坏真空停机，全关凝汽器循环冷却水出水门。
4）凝汽器钛管堵塞严重脏污，或二次滤网堵塞，应加强清洗二次滤网和投胶球清洗。
5）轴封进汽压力过低，应及时恢复轴封供汽压力正常。
6）运行真空泵跳闸时，备用真空泵应自动开启，否则手动启动，在两台真空泵均不能投入时，降负荷直至停机。
7）真空泵吸气蝶阀供气压力低，应及时向上汇报，通知锅炉提高仪用压缩空气压力。
吸气蝶阀开度减小，真空降低至87kPa，投入备用真空泵，并适当减负荷维持真空大于87kPa，并联系锅炉尽快恢复压缩空气压力正常。
8）若是因凝汽器水位过高淹没抽空气口，则应尽快调整水位，维持正常，并注意检查真空泵电流的变化。
9）若是因真空系统的操作或消缺影响真空，则应立即中止操作或工作，恢复系统正常。
1、真空系统的管道或设备损坏漏空气循环水泵跳闸或凝汽器循环冷却水进出水门误动关闭，或凝汽器钛管堵塞，或二次滤网堵塞，造成循环水量减少。
2、真空泵工作失常或跳闸，而备用真空泵也不能正常投入工作，或真空泵吸气蝶阀压缩空气压力下降造成吸气蝶阀关小。
3、轴封汽压力下降或中断。
4、凝汽器水位调节失灵，凝汽器水位太高淹没抽气管。
5、误开凝汽器真空系统与大气连接的阀门。
凝汽器脏污严重。
3
汽机水冲击
1、当进水检测到上下缸温差达42℃时，应保持组负荷，检查原因，开启蒸汽管路及水体疏水阀，并注意监视机组的轴向位移、差胀、振动及推力瓦温度，若汽机上下缸温差达56℃，应紧急手动脱扣停机，并破坏真空。
2、若因汽包满水或过热器、再热器喷水失常，导致主、再热汽温急剧下降，按汽温下降处理。
3、若因加热器满水造成汽机进水，应立即停用满水的加热器并隔离放水。
4、轴封减温水控制失灵时，轴封汽大量带水进入汽机轴封，使该处转子受冷变形，汽机差胀及振动异常增加，此时应立即关闭减温阀，开启减温器后低压轴封滤网下部疏水门加强疏水，当差胀超限时，立即脱扣停机。
5、汽机因进水停机后，在转子惰走过程中，检查汽机内部声音、振动、轴向位移、推力瓦温度、上下缸温差、记录惰走时间。
6、汽机因进水停机后，要特别注意盘车电流是否异常增大，偏心值是否增大，汽机动静部分声音是否正常，若转子变形严重盘车不动时，严禁强行盘车，按停机后盘车不能投入处理。
若惰走过程中听到机内有摩擦声，或脱扣前后机组发生强烈振动，或惰走时间明显缩短，或轴向位移、差胀超限，则停机后须对汽机进行内部检查，必要时揭缸检修，否则禁止再启动。
7、汽机进水紧急停机后，24小时严禁启动。
汽机再启动时，必须确认汽机上下缸温差小于42℃，转子偏心<0.076mm，轴向位移、差胀正常，机组连续盘车，电流及内部声音正常。
8、汽机符合启动条件后，在重启过程中，要注意监视轴向位移、差胀、振动等控制参数，若发现机内有动静摩擦声或别的异常现象，则应立即紧急停机。
9、汽机进水停机时，若惰走过程中听到内部有摩擦声，或脱扣前后机组发生强烈振动，或惰走时间明显缩短，或轴向位移、差胀超限，则停机后须对汽机进行内部检查，必要时揭缸检修，否则禁止再启动。
1、给水调整失常，造成汽包满水。
2、炉侧主蒸汽参数急剧下降。
3、过热器或再热器减温水工作失常造成喷水是过大。
4、汽机启动过程中蒸汽管道有积水，未充分疏水或疏水不畅。
5、加热器管泄漏或疏水调整失常，加热器保护也失灵。
6、汽机启动过程中，高、中压缸疏水不畅。
7、轴封汽温度调节失灵，大量减温水进入汽机轴封。
4
厂用电中断
1、按破坏真空紧急停机处理，真空破坏门电源未有时就地摇开。
2、检查确认主机直流润滑油泵，空、氢侧直流密封油泵，A、B小机直流事故油泵自启动，否则手动启动。
3、将所有交流泵操作开关全部放强制“停止”位置，等厂用电恢复后手动启动投入运行。
4、关闭高、低压旁路，关闭主、再热管疏水门。
5、确认柴油发电机启动供电，在保安段电源有电后立即进行如下操作：
1）启动主机交流润滑油泵，停直流润滑油泵，注意油压正常。
启动A、B小机一台主油泵，停直流事故油泵，注意油压正常。
启动空、氢侧交流密封油泵，停直流密封油泵。
启动顶轴油泵。
2）主机、小机转速到零后，立即投连续盘车。
3）启动电给泵的辅助油泵、旁路油站油泵。
6、在柴油发电机不能投入运行、厂用电也不能较快恢复时，应注意发电机排氢，以防止直流密封油泵不能正常工作时，发电机漏氢酿成火灾。
7、厂用电中断时情况千变万化，除按上述规定处理外，应对机组进行全面检查，发现异常情况应彻底消除，电源恢复后确认是否可以再启动，禁止在异常情况下盲目启动，防止扩大事故。
5
汽轮机严重超速
1、在DEH盘或机头上手动“脱扣”，紧急破坏真空停机。
2、检查高、中压主汽门，调门及各抽汽逆止阀关。
3、确认旁路系统工作正常，全开低旁。
4、向上汇报，要求锅炉开启向空排气门泄压。
5、倾听机组声音，记录转子惰走时间。
6对机组进行全面检查，查明原因，待缺陷消除后方可重新启动。
1、发电机解列，汽机超速保护动作失灵。
2、高、中压主汽门或调门卡涩。
3、抽汽逆止门卡涩。
6
除氧器水位异常
除氧器水位异常升高的处理
1、因除氧器水位自动调节失灵而造成除氧器水位升高时，应暂时稳定负荷，将调节阀改为手操控制，必要时退出调节阀运行，采用电动旁路门调整除氧器水位。
2、除氧器水位升高报警时，检查溢流阀、事故放水阀动作正常，否则手动开启，除氧器水位继续升高时，注意检查主汽门自动关闭，视情况开启除氧器至定排放水门加强放水。
除氧器水位异常降低的处理
1、除氧器水位调节自动失灵，应立即切为手动控制，手动无效时，采用旁路电动门往除氧器上水。
2、若是其它放水门误开，应立即手动关闭，集控室手动失效时，应立即到现场关闭。
3、若是因凝泵脱扣，备用泵未联动，则应立即手动启动备用凝泵，当手动启动失效时，若故障脱扣泵无明显异常或故障时，可再启动一次，均无效时，联系锅炉迅速减负荷，当除氧器水位低至–1100mm时，向上汇报，汽机停止给水泵运行，锅炉MFT，停止机组运行。
除氧器水位升高的原因
1、除氧器水位调节失灵开大
2、运行中给水泵脱扣
除氧器水位降低的原因
1、除氧器水位调节阀失灵关小，或凝结水再循环门误开。
2、除氧器至凝汽器放水阀误开。
3、除氧器至定排放水门误开。
4、#5低加出口凝结水排地沟电动门误开。
5、凝结水泵运行中脱扣而备用泵未联动、也未及时启动，或启不动，或无备用泵。
7
高、低压加热器故障
1、高加水位高Ⅲ值联锁保护动作，高加退出应立即通知锅炉。
2、机组负荷较高时，当高加水位高Ⅲ值联锁保护动作，使高加汽侧退出导致发电机负荷上升。
在发电机负荷超过规定时，联系锅炉减负荷，将发电机负荷降至规定值以下，并注意调整汽温不超限。
3、因加热器泄漏或水位调节故障无法立即恢复时，将故障加热器的汽侧、水侧退出（3台高加全部退出），必要时前级加热器汽侧也退出运行。
异常升高的原因
1、疏水门控制失灵，疏水门未开或开度不够。
2、疏水门门杆卡涩，无法动作。
3、高、低加钢管破裂泄漏量大。
水位异常降低的原因
1、疏水门控制失灵，或开度太大。
2、抽汽管疏水门泄漏量大，抽汽凝结成水量不足。
8
凝汽器水位异常
凝汽器水位异常升高的处理
1、凝汽器水位异常升高时，应迅速查明原因，消除相应故障。
2、凝汽器水位异常升高，应注意凝汽器真空是否下降，真空泵电流是否异常升高，真空泵运行声音是否正常。
当凝汽器水位异常升高影响真空时，应尽快将水位降低，否则按真空降低及真空泵异常处理，直至停机。
3、若是凝汽器钛管泄漏，应及时上报，请示将机组减负荷至50%，凝汽器水侧半面解列查漏。
4、凝汽器水位异常升高时，可以开启#5低加出口凝结水排地沟电动门加快排放，降低凝汽器水位，正常后再关闭。
凝汽器水位异常降低的处理
1、凝汽器水位异常降低时，应迅速查明原因，按相应故障处理。
2、因凝汽器放水调整门或旁路电动门误全开，或#5低加出口凝结水排地沟电动门误开时，应立即手动关闭。
若集控手操失效时，应立即就地手动关闭。
3、凝汽器水位异常降低时，开启2台凝汽器补水泵往凝汽器补水，并注意检查补水调整门或旁路门全开启。
在必要的情况下可启动锅炉上水往凝汽器补水，在锅炉上水泵启动后，应立即停止补水泵运行。
1、凝结水泵停止。
2、凝汽器补水调整门或旁路电动门误开。
3、除氧器水位调整门失灵或误关。
9
汽轮机转子轴向位移增大
1、发现轴向位移增大时，应当特别注意推力瓦的温度和轴承出口油温，并经常检查汽机运行情况和倾听机组内有无异声、振动。
2、当轴向位移达到报警值（调速器端0.381mm，发电机端2.16mm）时，向上汇报，采取降负荷直至轴向位移降至正常值。
3、轴向位移增大，推力瓦温度升高、瓦块温度升至90℃，向上汇报要求减负荷，瓦块温度升至107℃，应紧急停机处理。
4、当轴向位移增大时，出现不正常金属响声和振动，应按紧急停机处理。
5、当轴向位移达±1.2mm时，自动脱扣停机，否则手动脱扣停机，并紧急破坏真空。
1、负荷或蒸汽（包括抽汽）流量骤变
2、叶片严重积盐结垢
3、运行中叶片断落
4、汽轮机汽水冲击
5、发电机转子串动
6、推力瓦磨损
7、真空下降
8、运行中中压缸进汽突然中断
10
汽轮机振动大
1、正常运行中振动异常增大时，可先采取降负荷的办法来降低振动值，并查找原因直到振动稳定为止，重新升负荷时要特别注意振动的增加，如振动再次增大，禁止再升负荷。
2、注意检查汽机差胀及振动值的变化，发现异常时必须查明原因予以消除。
3、就地倾听汽轮发电机内部及各轴承声音，若有异声或金属撞击声，则按破坏真空紧急停机处理。
4、检查润滑油压、油温及轴承瓦温度，回油温度是否正常，不正常的则应调整正常。
5、若汽机进水检测指示是汽机上、下缸温差大，而引起的振动增大，则按汽机进水处理。
6、若机组的任一轴承处轴振动值达到0.254mm，汽机应自动脱扣停机，否则手动脱扣停机。
1、轴承润滑油温过低或过高，发生油膜振荡。
2、润滑油压过低，油膜破坏。
临界转速时共振（主要发生在启动升速时）。
3、汽机内部动静部分摩擦。
4、断叶片或汽机内部部件损坏脱落，造成碰撞或动平衡破坏。
5、汽机进水。
6、发电机转子线圈断路或风叶脱落，以及发电机、励磁机的电流、电压原因使阻力变化造成扭矩平衡的破坏。
7、推力轴承或径向轴承损坏。
8、汽缸膨胀不均，使汽机中心偏移。
9、汽机大轴弯曲。
三、示范操作
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四、运行分析
1、由单元长组织召开运行分析会，对整个任务完成情况及各组员的任务完成情况进行分析总结，找出差距和不足，以备后期操作改正
2、填写相关的表格
（1）汽轮机运行参数记录表
操作组：
序号
项目
单位
实际值
记录时间
正常值
报警值
跳闸值
1
主蒸汽压力
MPa
16.7
17.5
2
主蒸汽温度
℃
537
520\545
3
左、右侧主蒸汽温差
℃
<14
42
4
再热蒸汽压力
MPa
3.34
5
再热蒸汽温度
℃
537
520\545
6
左、右侧再热蒸汽温差
℃
<14
42
7
主、再蒸汽温差（正温差）
℃
<28
42
8
高、中压外缸上下缸温差
℃
<30
42
9
高压缸排汽压力
MPa
3.64
4.05
10
高压缸排汽温度
℃
316
404
427
11
凝汽器真空
kPa
>87
84
81
12
调节级后压力
MPa
<12.8
12.8
13
一段抽汽压力
MPa
5.9
6.45
14
二段抽汽压力
MPa
3.64
3.96
15
三段抽汽压力
MPa
1.67
1.81
16
四段抽汽压力
MPa
0.819
0.88
17
五段抽汽压力
MPa
0.324
0.35
18
六段抽汽压力
MPa
0.134
0.145
19
七段抽汽压力
MPa
0.074
0.079
20
八段抽汽压力
MPa
0.026
0.028
21
轴封供汽联箱压力
kPa
20~30
22
低压轴封供汽温度
℃
149
<121\>179
23
凝汽器水位
mm
±150之内
24
除氧器水位
mm
-200~+50
-510\+120
25
轴振动
mm
<0.076
0.125
0.254
26
轴向位移（DEHCRT显示）
mm
±0.9之内
±0.9
1.02
27
差胀DEHCRT显示
mm
-0.76~+15.7
-0.76\+15.7
1.5\16.5
28
主油箱油位
mm
±100之内
±152.4
29
润滑油压（12米层）
mm
96~124
80
40
30
主机冷油器出口油温
℃
38~45
49
31
隔膜阀安全油压
MPa
0.65~0.70
32
#1~#5支持轴承金属温度
℃
<99
107
1
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