纯凝机组后轴承如何布置

A. 6兆瓦的汽轮机后轴承振动大是怎么回事啊

可能是机组出问题了，或轴承本身就不好。
轴承是汽轮机的一个重要组成部件，主轴承也叫径向轴承。它的作用是承备团郑受转子的全部重量以及由于转子质量不平衡引起的离心力，确定转子在汽缸中的正确径向位置。由于每个轴承都要承受较高的载荷，而且轴颈转速很高，所以汽轮机的轴承都采用液体摩擦为理论基础的轴瓦式滑动轴承，借助仿颂于有一定压力的润滑油在轴颈与轴瓦之间形成油或含膜，建立液体摩擦，使汽轮机安全稳定地运行。

B. 柴油发电机组的基本调试步骤

柴油发电机组操作及并网运行规程

一、柴油发电机组自动状态

1、保持启动柴油发电机组的蓄电池组有电而且达到启动电压。

2、保持散热器冷却水位正常，循环水阀常开。

3、曲轴箱油位保持在量油尺刻线±2cm的范围内。

4、油箱油量在一半以上，燃油供油阀常开。

5、柴油发电机组控制屏的“运行——停止——自动”开关放在“自动”位置。

6、柴油发电机组配电屏的模式开关在“自动”位置。

7、散热器风机开关打在“自动”位置。

8、柴油发电机组收到市电失压的讯号后启动，确认市电失压，切开转换柜市电开关，合上转换柜发电开关，启动机房的进风和排风机。

二、柴油发电机组手动启动

1、室内气温低于20℃时，开启电加热器，对机器进行预热。

2、检查柴油发电机组机体及周围有无妨碍运转的杂物，如有应及时清走。

3、检查曲轴箱油位、燃油箱油位、散热器水位。如油位水位低于规定值，应补充至正式位置。

4、检查柴油发电机组燃油供油阀和冷却水截止阀是否处于开通位置。

5、检查起动电动的蓄电池组电压是否正常。

6、检验柴油发电机组配电屏的试验按钮，观察各报警指示灯有否接通发亮。

7、检查配电屏各开关是否置于分闸位置，各仪表指示是否处于零位。

8、启动柴油发电机组进风和排风机。

9、按动发动机的起动按钮，使其启动运转。如第一次起动失败，可按下配电屏上相应的复位按钮，待其警报消除、柴油发电机组回复正常状态方可进行第二次启动。启动后，机器运转声音正常，冷却水泵运转指示灯亮及路仪表指示正常，启动成功

三、手动操作使柴油发电机组并网供电

第一回路、第二回路和发电机组高压出线开关必须电气闭锁。即只要一回路总控处于合闸状态，发电机组高压开关不能合闸；发电机组处于合闸状态，其它两回路总控不能合闸。

发电机组操作

1、待柴油发电机组的油温、水温、油压达到正常值，运转正常；

2、等柴油发电机组的输出电压和频率的数值与母排上的数值相一致；

3、把待柴油发电机组的同步器手柄打在“合闸”位置；

4、观察同步指示器的指示灯及指针；

5、观察同步指示器的指示灯，完全熄灭时或指针旋转到零位，即可打上并电合闸开关；

6、柴油发电机组进入运行状态，随后把其同步器手柄旋回“关断”位置；

7、如果同步器合闸后，同步器指针旋转太快或反时针旋转，则不允许并车，否则，将导致合闸失效；

8、手动并网成功后，应立即与低压配电房联系，落实总配电屏馈出开关可否合闸送电后再操作；

配电室操作

1、配电室配电拉开总开关柜上、下隔离，并加锁，挂“禁止合闸”牌，使两路进线电源不能反送电。

2、在确认不能反送电后，立即启动发电机组，操作人员严格执行操作规程。

3、在确认发电机组正常运转后，方可进行供电工作。合发电机低压开关，当机组高压进线柜电压显示正常后方可将转换开关打在“合闸”位置。

4、发电机正常供电后，配电工合上配电室高压防爆开关，使配电室两段母线全部有电，供电正常后由配电工汇报矿调度室。

5、经矿调度室同意方可启动主扇及其他负荷，使全矿保安负荷安全运转。

6、发电机组运行过程中，配电工要及时观察计量柜指示，当线路其中一路有电正常后，报机运部值班室和矿调度室，准备倒线路。

7、接到矿调度室倒路通知后，断开所有负荷，配电工拉开高压防爆开关、拉出隔离开关，并上锁，挂“禁止合闸”牌。发电机组操作人员将发电机组进线柜上的转换开关转到“分闸”位置，断开低压断路器，待机组空载运行3-5分钟后再停止发电机运行。

四、柴油发电机组运行安全管理

1、按照规定时间检查柴油发电机组各指示仪表，注意润滑油的压力，水温是否有变化。润滑油的压力不得低于150kPa，冷却水温度不得高于95℃；

2、检查柴油发电机组曲轴箱油位、燃油箱油位、散热器水位，低于正常位置应予以补充；

3、勤观察柴油发电机组配电屏各仪表及报警指示灯是否正常。凡红灯亮表示有故障，绿灯为正常运行指示；

4、查柴油发电机组充电器是否正常充电；

5、倾听柴油发电机组的各部分运转声响是否正常；

6、手模机体外壳、轴承部位外壳、油管、水管，感觉温度是否正常；

7、留意发机或电器设备是否有焦糊等异味；

8、发现柴油发电机组有不良情况，应即时处理解决；

9、凡柴油发电机组故障停机，须把故障消除，然后按动机组上的重复手掣，机组方可再进行运作；

10、对柴油发电机组各运行参数，每班记录不少于两次；

五、柴油发电机组的停车

1、总控屏的输出馈电开关分闸，脱开电网；

2、柴油发电机组空载运转3-5分钟后停车；

3、停止机房的风机、冷却水泵等

C. 火力发电厂需要什么设备

一、火力发电厂的定义及其生产过程：
1、定义：
利用燃料发电的电厂，叫火力发电厂。
2、生产过程：
其生产过程简单地说就是:利用锅炉产生蒸汽，用蒸汽冲动汽轮机，由汽轮机带动发电机发电。
二、火力发电厂需要的设备：
1、一次风机:干燥燃料，将燃料送入炉膛，一般采用离心式风机。
2、送风机:克服空气预热器、风道、燃烧器阻力，输送燃烧风，维持燃料充分燃烧。
3、引风机:将烟气排除，维持炉膛压力，形成流动烟气，完成烟气及空气的热交换。
4、磨煤机:将原煤磨成需要细度的煤粉，完成粗细粉分离及干燥。
5、空预器:空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量来加热燃烧所需空气的一种热交换装置。
6、空预器分为导热式和回转式。回转式是将烟气热量传导给蓄热元件，蓄热元件将热量传导给一、二次风，回转式空气预热器的漏风系数在8~10%。
7、炉水循环泵:建立和维持锅炉内部介质的循环，完成介质循环加热的过程。
8、燃烧器:将携带煤粉的一次风和助燃的二次风送入炉膛，并组织一定的气流结构，使煤粉能迅速稳定的着火，同时使煤粉和空气合理混合，达到煤粉在炉内迅速完全燃烧。煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃烧器两大类。
9、汽轮机本体：是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。
10、汽轮机:汽轮机是一种将蒸汽的热势能转换成机械能的旋转原动机。分冲动式和反动式汽轮机。
11、给水泵:将除氧水箱的凝结水通过给水泵提高压力，经过高压加热器加热后，输送到锅炉省煤器入口，作为锅炉主给水。
12、高低压加热器:利用汽轮机抽汽，对给水、凝结水进行加热，其目的是提高整个热力系统经济性。
13、除氧器:除去锅炉给水中的各种气体，主要是水中的游离氧。
14、凝汽器:使汽轮机排汽口形成最佳真空，使工质膨胀到最低压力，尽可能多地将蒸汽热能转换为机械能，将乏汽凝结成水。
15、凝结泵:将凝汽器的凝结水通过各级低压加热器补充到除氧器。
16、油系统设备:一是为汽轮机的调节和保护系统提供工作用油，二是向汽轮机和发电机的各轴承供应大量的润滑油和冷却油。主要设备包括主油箱、主油泵、交直流油泵、冷油器、油净化装置等。
17、同步发电机：是将机械能转变成电能的唯一电气设备。因而将一次能源(水力、煤、油、风力、原子能等)转换为二次能源的发电机，现在几乎都是采用三相交流同步发电机。
18、主变压器:利用电磁感应原理，可以把一种电压的交流电能转换成同频率的另一种电压等级的交流电的一种设备。 6KV、380V配电装置:完成电能分配，控制设备的装置。
19、电机:将电能转换成机械能或将机械能转换成电能的电能转换器。
20、蓄电池:指放电后经充电能复原继续使用的化学电池。在供电系统中，过去多用铅酸蓄电池，现多采用镉镍蓄电池。
21、控制盘:有独立的支架，支架上有金属或绝缘底板或横梁，各种电子器件和电器元件安装在底板或横梁上的一种屏式的电控设备。

D. 求文档: 15MW青岛汽轮机调试措施

3.机组整组启动试验项目
3.1调节保安系统的静态，动态试验；
3.2主机保护试验；
3.3机炉电大联锁试验。
4.整组启动前应具备的条件
4.1各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂技术文件要求。
4.2检查各系统及设备的设计质量，应满足安全经济运行和操作检修的方便。
4.3吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济地运行。
4.4厂区内场地清洁，道路畅通。
4.5现场沟道及空洞的盖板齐全，临时空洞装好护拦或盖板，平台有正规楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。
4.6设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确。
4.7机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常。
4.8确认厂用计算机工作正常，CRT显示与设备实际状态相符。
4.9启动用的工具、运行记录准备好。
4.10试运机组范围内的各层应按设计要求施工完毕。
4.11厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外。
4.12现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。
4.13电话等通讯设备安装完备。
4.14完成设备及管道的保温工作，管道支吊架调整好。
4.15具备可靠的操作和动力电源与压缩空气气源。
4.16各水位计和油位计标好最高、最低和正常工作位置的标志。
4.17转动机械加好符合要求的润滑油脂，油位正常。
4.18各有关的手动、电动、液动阀件，经逐个检查调整试验，动作灵敏，正确，并标明名称及开关方向，处于备用状态。
4.19各指示和记录仪表以及信号，音响装置已装设齐全，并经效验调整准确。
4.20电厂配备经考试合格的运行人员上岗，本机组的系统图及运行规程已编制完，各级试运组织已健全。
5整组启动前的检查
5.1准备好启动时需要的仪表和工器具，作好与相关部门的联系工作。
5.2各主辅设备连锁保护试验已完成并确认合格。
5.3各电动门已调试完，开关方向正确并记录开关时间；电源已投入，并按各系统阀门检查卡将各系统阀门调整至所需位置。
5.4所有就地测量装置的一，二次门应在开启位置，仪表电源投入，表针指示正确。
5.5所有热工，电气声光报警及联系信号良好。
5.6汽机自动主汽门 ，调节气门及相应的控制执行机构正常，各级抽汽门关闭，调压
器工业抽汽手柄应放在“解除” 位置。
5.7汽轮机危急保安器及轴向位移遮断器动作灵活，处于遮断状态。
5.8同步器转向正确，并置于低限。
5.9滑销系统正常，缸体能自由膨胀，记录膨胀原始值及汽机有关参数。
5.10消防设施齐全
6下列情况汽轮机禁止启动
6.1润滑油压低于极限值或油质不合格。
6.2高压电动油泵，低压润滑油泵或盘车装置工作不正常。
6.3危急保安器不动作。
6.4自动主汽门 ，调速气门关闭不严密或卡涩。
6.5调速系统工作失常。
6.6机组转动部分有异音或有明显的金属摩擦声。
6.7上下缸温差超过50℃。
6.8主要仪表及保护装置之一失灵（轴向位移，转速，主蒸汽温度等）。
6.9润滑油温低于极限。
6.10热工保护，仪表电源失电。
7整组启动程序
7.1汽，水，油及相关辅机试调
7.1.1给水除氧系统启动
7.1.1.1联系化学水准备足够的除盐水向除氧水箱补水， 水位正常后，暖泵20分钟（给水泵上下壳体温差小于20℃，泵上壳与给水温差小于50℃），启动电动给水泵，用再循环调节水压，严禁在出口门及再循环门皆关闭的情况下运行。水泵启动后检查电机，水泵的声音，振动，水压，电流，轴承冷却水，轴承温度等均正常，运行2小时即可停止。高压给水泵不允许在低于要求的最小流量下运行，允许的最小流量约为额定流量的25--30℅。
7.1.1.2 联动试验。当给水泵启动运行正常后，出口母管压力降低到7.1MPa 时，备用泵启动并报警。
7.1.2循环水系统启动
7.1.2.1循环水在通水前，必须把凝汽器的出口水门，水室放空门及通往凉水塔管道上的所有阀门开启。凝汽器水室及管道上的放水阀已关闭。再开启凝汽器入口水门，水室放空门冒水后关闭放空阀 。
7.1.2.2在开凝汽器入口水门时，要均匀缓慢，并及时与泵房联系以免电机过电流。
7.1.2.3循环水泵出口压力〈 0.25MPa时报警。做联锁试验。
7.1.3低压油系统启动
7.1.3.1交流润滑油泵启动后，用减压阀将润滑油压调至0.08 — 0.12MPa（开机盘上表），检查系统不应有泄漏。
7.1.3.2油压调好后检查1 ——4＃瓦的回油情况，应确保有足够的回油流。
7.1.3.3空试盘车电机转动方向正确（手轮逆时针旋转）后盘动手轮，将盘车把手搬向机头方向，使盘车齿轮咬合。启动盘车电机进行盘车，转子转动后，细听各部有无金属摩擦声。
7.1.4.凝结水系统启动
7.1.4.1联系化学水向凝汽器补除盐水，至水位3/4处关闭补水门
7.1.4.2开启凝结水泵抽空气门，启动一台凝结水泵，用再循环调整，保持水泵出口压力及水位在正常范围内运行。
7.1.4.3联动试验。挑掉运行泵的事故按钮，另一台自投（连锁开关必须在投入位置）。用同样的方法试另一台。 凝结水泵出口压力 ≤0.48MPa 时，启动备用泵并报警。
7.1.4.4试调后，各运行两小时即可停止后待运行。
7.1.5射水抽汽系统试验
7.1.5.1启动射水泵，建立水循环后，先关闭真空破坏门，再开启空气门。 （射水抽汽器停止时，应先关空气门，再关射水泵出口门，然后再停泵）
7.1.5.2射水泵出口母管压力≤ 0.42MPa时，启动备用泵并报警。
7.1.5.3工作水温应在30℃以下，过高应补冷水。
7.2 调速保安部套静态试调
7.2.1启动高压电动油泵，油压应达0.7 MPa左右。
7.2.2轴向位移遮断器调整试验。
合上危急遮断器、轴向位移遮断器，主汽门开至30mm，抽汽逆止门小油动机活塞顶起，抽汽逆止门打开，开启启动阀 ，高低压调速气门应全开。解除轴控油压电节点压力表保护电源， 松开销母，调节控制油压节流螺杆，使轴控油压降至0.245MPa时，轴向位移控制器动作，主汽门、高低压调速汽门、抽汽逆止阀门关闭，并发出警报和光字牌。完后将轴控油压调至0.45MPa（待全速后调至0.5MPa）。销死螺母关闭启动阀主汽门。通知热工将电接点压力表保护电源送上，开主汽门30mm开启启动阀，降低轴控油压至0.245MPa磁断动作，主汽门、调速气门、抽汽逆止门关闭，完后配合热工做轴向位移涡流传感器保护动作试验（拨表0.6mm报警1.0mm时动作）。
7.2.3危急遮断器动作试验
主汽门开30 mm，开启启动阀，将调速气门开启，手打危急遮断器，主汽门，调速气门，抽汽逆止阀门关闭，然后关闭主汽门手轮、启动阀 ，重复上述操作。
7.2.4磁力断路油门（电磁阀）动作试验
接通其中一个电磁阀的磁断保护电源，主汽门，高低压调速气门，抽汽逆止门关闭。（逐个试）
7.2.5低真空保护试验
当真空降至0.085MPa时报警；
当真空降至0.061MPa时磁断动作，停机（利用拨表短接）
7.2.6低油压保护试验
利用低油压保护试验接点器前后的阀门充、排油，使润滑油压降低。
当降至0.055MPa时报警；
当降至 0.04MPa时低压润滑油泵自启动；
当降至 0.03MPa时磁断动作，停机；
当降至0.015 MPa时盘车停止；
完后恢复正常润滑油压，投入盘车（确保低油压试验器进油小母管一，二次门开）。
7.2.7高压电动油泵试调
当主油泵出口压力〈0.785 MPa时，高压电动油泵自启动（拨表）
当主油泵出口压力〉0.835MPa时，高压电动油泵自关闭（拨表）
7.2.8联系热工通过短接法模拟检查下列报警值
轴承回油温度达65℃时，报警；
轴承金属温度达85℃时，报警；
轴承回油温度达70℃时，停机；
轴承金属温度达100℃时，停机；
油箱油位高、低报警。
7.2.9 高压加热器危急泄水电动门试调
向高加汽侧注水，待水位升至300 mm时，报警并联动危急泄水电动门开启。
7.3 整机启动
7.3.1 启动前的检查，准备
7.3.1.1启动前机组所有系统的阀门开关位置要符合电厂的运行操作规程要求。
7.3.1.2联系热工投入有关的保护电源，进行启动前的所有保护联动试验，完后将保护投入（除低真空跳闸外）。
7.3.1.3 联系锅炉，电气，化学等有关单位，汽机准备启动。
7.3.2 暖管及辅机启动
7.3.2.1 联系锅炉供汽，开启来汽总门旁路门暖管至电动主汽门前逐渐提升管道内压力至0.2~0.3MPa暖管20~30min后以0.1~0.15MPa/min的 升压速度升至正常压力，气温提升速度 不超过5℃/min。
7.3.2.2暖管过程中应注意检查防腐门是否有蒸汽冒出 ，当有蒸汽冒出时，应检查关严 电动隔离阀及旁路阀，严防蒸汽漏入汽缸。
7.3.2.3电动隔离门前主蒸汽管道内的压力升到正常压力后，全开炉来总汽门，关闭其旁路。
7.3.2.4以上为电动隔离门前的暖管 ，电动隔离门后至自动主汽前的暖管同上。
7.3.2.5在主蒸汽暖管疏水的同时，对汽封加热器、均压箱、蒸汽管道、及轴封供汽管道进行暖管疏水。
7.3.2.6在升压过程中，根据主汽门前的蒸汽压力、温度，逐渐关小各疏水门，发电机并列后，可全关疏水门。
7.3.2.7在暖管疏水的同时，检查管道膨胀、支吊情况，检查气门的严密性，防止汽缸进汽。
7.3.2.8向凝汽器水侧通入循环水。
7.3.2.9启动凝结水泵，先补水，在打循环，保持水位在1/2处。
7.3.2.10，启动高压电动油泵，出口油压应达0.72MPa，润滑油压达0.08—0.12 MPa，油箱有位在正常位置，油温在25℃以上，系统无漏油现象，启动盘车。
7.3.3 启动
7.3.3.1启动轴封系统。
（1）逐渐打开轴封加热器从主蒸汽来的蒸汽进口阀、轴封抽汽阀。
（2）逐渐打开均压箱从主蒸汽来的蒸汽进口阀、减温水进口阀及轴封供汽阀，向轴封供汽。调节轴封供汽阀，使轴封处不吸汽，但有少量蒸汽冒出。
（机组带负荷后，轴封加热器、均压箱的主蒸汽切换成从抽汽来的蒸汽）。
（3）在连续盘车的状态下向汽轮机轴封送汽，并注意向均压箱内喷减温水，
使蒸汽温度不超过300℃，并调整均压箱上的压力调节阀，试压力保持在0.113～0.123 MPa。
7.3.3.2启动射水抽汽器。启动射水泵----开射水泵出口门----开空气门 ---- 建立真空 -0.06MPa。
7.3.3.3将同步器置于下限位置（5 ㎜处）调压器处于切除位置，油路遮断阀关闭。 开启启动阀 ，高低压调速气门全开。
7.3.3.4开大主蒸汽疏水、抽汽逆止门疏水、汽缸疏水等，开1/3电动隔离门，再慢慢开启主汽门进行冲转。转子冲动后应立即关小自动主汽门，检查通流部分、轴封、主油泵等处应无异音。
7.3.3.5检查盘车应自动脱扣，否则应立即手动停止盘车。
7.3.3.6检查一切正常后，保持低速暖机500 ~800r/min 45min
7.3.3.7检查一切正常后，保持中速暖机1200r/min 120min
7.3.3.8暖机检查 ：轴承温升情况；汽机膨胀、振动情况；凝汽器真空情况（-0.06～-0.08 MPa）；冷油器出口油温（35～45℃）情况等。
7.3.3.9 中速暖机结束后，以125r/min/min的升速率升速，过临界时以300r/min/min的升速率升速,并严禁停留。到2400 r/min时，高速暖机20min。
检查： 过临界（1683r/min）时, 振动‹0.15mm ；主油泵出口压力达到0.835 MPa时，高压电动油泵自关闭。
7.3.3.10高速暖机后，用主汽门提升转速， 逐渐把主汽门全开，再将手轮关回半圈。调整同步器手轮，使转速维持在3000r/min。
7.3.3.11升速过程中注意事项：
1.凝汽器真空应逐渐升高，并防止升速过快；
2.主蒸汽管道、抽汽管道、汽缸本体等疏水门应保持常开；
3.当机组出现不正常响声、振动、油温油压 过高、热膨胀发生显著变化等，应停止升速，进行检查。
7.3.4 危急遮断器试验
7.3.4.1手打危急遮断器油门，主汽门、高低压调速气门、抽汽逆止阀应快速关闭。正常后，立即关闭主汽门手轮、启动阀，再合上危急遮断器、轴向位移遮断器，开启启动阀 ，立即开启主汽门，恢复到打闸前的转速。（如操作太慢，转速降低，主油泵出口压力〈0.785MPa时，高压电动油泵应自启动〉。
调速器动作正常后，将电动隔离门全开，用同步器升速至3000 r/min。检查一、二次脉冲油压（一次脉冲油压：0.461MPa；二次脉冲油压：0.363MPa）。此时，低压调速气门也应关小到某一位置。机组运行应平稳振动不超过0.05mm。
7.3.4.2机组各部运行正常后，可交给电气作发电机试验（3—4小时）。此时可做严密性试验。
7.3.5超速试验
参加试验人员要分工明确，统一指挥，并有专人监视振动、转速，打闸停机，准备好专用工具。
7.3.5.2手打危急遮断装置，确信主汽门、调速气门、抽汽逆止门能迅速关闭，警报信号系统正常，完后及时恢复机组打闸前的转速。
7.3.5.3将同步器置手动位置（提销向下），顺时针转动同步器手轮，使转速逐渐上升，当转速生至3300～3360 r/min时，危急遮断动作（转速表上的超速保护电源解除），主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应迅速关闭，警报信号应正常，记录动作传速。将同步器退至低限位置，关闭主汽门手轮，启动阀关闭后再开启，当转速降至3000，r/min以下时，合上危急遮断器、轴向位移遮断器，恢复汽机转速。用同样的办法做三次，前两次动作转速差不大于18 r，第三次与前两次的平均转速差不大于30 r 。
7.3.5.4在作超速试验时，当转速达3360r危急保安器未动作时，应立即打闸停机，不得延误。
7.3.6 带电负荷试验。
7.3.6.1汽机定速后，全面检查并记录，一切正常后，向主控室发出“注意”、“可并列”信号，并列后缓慢带负荷。（ 热负荷不变，电负荷增加时，高低压调速气门同时开大；电负荷减小时，高低压调速气门同时关小。）
空负荷运行，后汽缸排气温度不应超过100～120℃；
带负荷运行，后汽缸排气温度不应超过60～70℃。
7.3.6.2带电负荷及暖机时间。
并列后带负荷至1200KW 用时：5min；
负荷1200KW 用时：25min；
增负荷至6000KW 用时：50min；
负荷6000KW 用时：20min；
增负荷至12000KW 用时：50min。
7.3.6.3低压加热器投入。
a、并列带负荷后，开启低压加热器进水门，关闭凝结水再循环门，保持凝汽器正常水位 。凝结水不合格不允许向除氧器供水。
b、机组开启带负荷后，向除氧器供水，第三级抽汽压力指示在-0.08MPa时，即可投入低压加热器。
c、检查低压加热器排地沟疏水阀，疏水器进水阀、出水阀、旁路阀应处于关闭状态。
d、适当开启低压加热器至凝汽器的空气阀。注意凝汽器真空是否下降。当真空度稳定在合格范围，全开空气阀。否则应查明原因，进行处理。
e、稍开第三级抽汽至低压加热器进汽阀，暖管3～5min，然后全开。
f、 开启疏水器进、出水阀，注意低压加热器水位。
7.3.6.4高压加热器投入
当第一级抽汽压力到1MPa时，可投入高压加热器，并开启前轴封至除氧器加热蒸汽母管连通阀，向除氧器供汽。
7.3.6.5当第二级抽汽压力到0.3MPa时，开启第二级抽汽阀向除氧器和均压箱供汽，关闭均压箱新蒸汽进汽阀。
7.3.6.6第一、二、三级抽汽投入正常运行后，至疏水膨胀箱的各疏水阀应留有一些开度。在停用抽汽时，疏水阀应相应。开大
7.3.6.7 随着负荷的增加及时调整轴封汽量，输水应正常。
7.3.6.8 若振动异常增大时，应停止增负荷，在该负荷暖机30min；
若振动未减小时，应降低10～15%负荷，继续暖机30min；
若振动不能消除或超过0.07mm时，应停机检查并予以消除。
7.3.7 投抽汽运行，带热负荷。
7.3.7.1当电负荷加至3000KW时，可投入调压器。首先将膜盒灌满水，放尽膜盒及管道内的空气，待空气冲出后，关闭排空气门，慢慢开启至调压器下部的蒸汽信号门。
7.3.7.2慢慢逆时针转动调压器切除阀手轮180 度，投入调压器，同时开启油路遮断阀。此时应注意高低压调速汽门的变化，不得有大幅度摆动，否则，停止投入。（电负荷不变，热负荷增大，高压调速汽门开大，低压调速气门关小；热负荷减小，高压调速汽门关小，低压调速气门开大）
7.3.7.3抽汽安全阀动作试验。旋转调压器上部手轮，提升抽汽压力。当抽汽压力达到1.3MPa时，安全阀应动作，并注意回座情况。
7.3.7.4安全阀动作试验正常后，旋转调压器上部手轮，调整抽汽压力高于供汽母管0.05MPa，可开启电动门向外供汽。
7.3.7.5注意事项：
1.热负荷的增减速度不大于5t/min，且热负荷与电负荷不得同时增减。
2.在抽汽时，注意抽汽管道的暖管、疏水。
3.从抽汽方式运行改为纯凝方式运行时，应先关闭抽汽供热的电动门，再解除调压器、关闭油路遮断阀。
4.若与减温减压器并列运行，必须使抽汽压力高于供汽母管压力0.05MPa以后方可开启隔离门供汽。
5.当电负荷比较大时，若投调压器，应注意负荷不得超过额定值。
7.3.8带负荷正常后，进行72小时试运行。
8．机组启动安全注意事项
8.1机组出现下列情况应紧急停止运行：
（1）机组转速超过3360r/min，而危急保安器不动作；
（2）机组突然发生强烈振动；
（3）机组内有明显清晰的金属撞击声；
（4）汽轮机发生水冲击或主汽温度急剧下降，10min下降50℃；
（5）轴封内摩擦冒火花；
（6）机组任一轴承断油冒烟或轴承回油温度急剧升高至75℃以上；
（7）油系统着火无法扑灭；
（8）油箱油位突然下降至低限且采取措施补油无效；
（9）轴向位移超过极限值（1mm；0.7mm）保护不动作；
（10）推力瓦温度急剧升高至极限值保护不动作；
（11）润滑油压下降至0.03MPa保护不动作；
（12）发电机、励磁机冒烟或着火；
8.2机组出现下列情况应进行故障停机：
（1）调速系统发生故障，不能维持运行；
（2）主蒸汽、背压蒸汽、给水破裂无法维持运行；
（3）.主蒸汽温度、压力严重超限 ；
（4）调速汽门连杆脱落或断裂，调速汽门卡死无法活动；
（5）主油泵工作失常不能维持运行；
（6）抽汽压力升高到极限值保护不动作。
8.3定期化验润滑油，油质不合格禁止启动或运行。
8.4严格控制主汽汽温、汽压的上升速度。
8.5转子转动期间，注意机组内部和轴端应无异常噪音。
8.6注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象。
8.7检查主蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况。
8.8 当机组不能维持空负荷运行或甩负荷不能控制转速时，禁止带负荷。
8.9当调压器投入后，负荷低与25%或排汽压力低于最低限定值。
9汽轮机整组启动组织分工
（1） 汽轮机整组启动试运行在试运行指挥部的统一领导下进行。试运前要落实组织措施，首先要成立试车指挥机构，统一指挥，协调试运工作，整机启动时要落实纵、横两条线的指挥职能，以运行值长为中心的纵向发出的指令，作为横向的试车指挥机构不得进行干扰，横向发出的指令，纵向要积极创造条件使其得以实施。
（2） 调试人员负责试运期间的各种试验安排，决定汽轮机的运行方式，提出对出现问题的处理方法及对运行操作的指导。
（3） 运行人员负责汽轮机的运行操作、运行中的常规检查和运行记录等工作，发现问题时有责任向调试人员或指挥部汇报。
（4） 安装公司负责设备缺陷的消除及临时措施的安装及拆除工作。

E. 循环流化床锅炉如何整治漏粉、漏灰

序号

出现的主要问题

处理办法

备注

1.

床上油枪耗油量大

调试期间冷态启动最高用油110吨，最低用油63吨。每次启动用油基本在70～80t左右。
节油措施：
1）优化启动，降低投煤温度。
2）控制启动床料粒径，减少启动点火最低流化风量。
3）提高运行操作技术，减少煤油燃烧份额，快速转化燃烧状态。
5）加强汽轮机和锅炉协调操作，挖掘汽轮机旁路潜力，缩短启动时间，减少燃油时间。
4）节油目标冷态启动一次控制在50吨内

与床下油枪点火存在一定差距，进一步技改为床下油枪

2.

炉底热一次风至水冷风室连接非金属膨胀节撕裂漏风

安装过程控制不好，损坏、质量不合格的产品进入工程。

3.

分离器、回料器震动、晃动，返料脉动，返料不畅。

1）上锅厂进行结构加固，增加止晃点，加固。
2）运行加强燃烧调整，主要是降低一次风量，降低床压，减少外循环量，适当放大入炉煤的颗粒度。通过调整震动晃动减少，但调整仅能满足基本运行，负荷变动依然出现震动和晃动。无规律，一旦出现失稳震动，需很长时间才能达到自平衡状态。
3)需进一步完善结构，解决晃动、震动、回料不畅的根本原因。

需进一步完善结构，技改。

4.

流化床锅炉与北重机组配合不佳

通过调试启动多次分析，很难按照锅炉负荷曲线进行，一般锅炉4小时投煤，6小时撤油，而汽轮机经常出现暖机达到1小时以上，冲转、并网等需要8个小时，这样锅炉不能撤除油枪，延长了燃油时间，若提高床温，会出现过热温度、再热温度很难控制，很难满足汽轮机温度要求，造成调节困难，胀差异常等现象，旁路虽然设计较大，但减温水余量不够，一般很难达到锅炉停油的需要，增加了启动耗油量。

5.

分离器阻力大（远大于设计值）

负荷

设计阻力

实际运行阻力

200MW

-0.8KPa

-2.3KPa

250 MW

-1.2KPa

-3.2KPa

300MW

-1.7KPa

-5.0KPa

330MW

-2.0KPa

--6.0KPa

实际负荷对应分离器阻力为：
主要原因：分离器结构、外循环灰量、飞灰密度大、旋风筒深度及直径。
需进一步改造，减少分离器阻力，降低引风机电流，节省厂用电。分离器阻力大造成尾部烟道负压大，漏风增加、危险点增加。

6.

分离器锥段漏灰

安装问题，焊接焊缝开裂

7.

回料器烧红（立管、返料段）

浇注料出现裂缝、或浇注料脱落等造成高温循环物料烘烤回料器外壳，建议每次检修必须检查修复浇注料裂缝，运行上加强巡检，对回料器进行测温，发现烧红及时通知检修处理。一般解决方法：轻微的高温可以外加压缩空气进行吹扫冷却，严重的应在烧红的外壳处焊接密封盒，内浇筑浇注料，达到延长运行周期。

8.

返料腿非金属膨胀节撕裂、烧坏

停炉三次、修补过多次，回料腿的非金属膨胀节损坏的主要是内套筒的耐火耐磨料脱落，造成内套筒过热变形，高温物料漏进膨胀节内，堆积在膨胀节中，膨胀节失去应有的伸缩能力，造成膨胀节损坏。主要原因：1）非金属膨胀节与锅炉厂配合余量不够；2）非金属膨胀节安装施工未严格按照施工图进行，非金属膨胀节质量差，施工工艺达不到要求；3）非金属膨胀节浇注料施工未达到要求；4）运行中返料量过大，返料不畅或返料堵塞，造成返料压力过大，非金属膨胀节作为返料腿的薄弱环节，泄压，高温灰冲击，烧坏膨胀节；5）炉后给煤加上回料不畅或堵塞返料，造成物料二次燃烧，严重超过了非金属膨胀节的设计温度，烧坏。
建议：在返料腿非金属膨胀节处增加周圈密封冷却风，防止高温物料进入非金属膨胀节，烧坏。

增加双层导流护板，进行迷宫式密封改造

9.

返料腿存在返料 “轰隆隆” 响声
返料腿抖动

一直存在，原因不明，调整无法解决。

10.

后墙二级给煤故障多

1） 给煤机密封风严重不足，很难满足运行需要，现已技改，增加了一路直径168的密封风管，现基本能满足运行需要。
2） 返料压力高造成返料腿给煤点反串热烟气，现技改在返料退落煤点增加周圈返料风，高负荷情况下可以通入高压返料风，防止热烟气反串（基本没用过）。
3） 刮板给煤机漏粉、出口电动、气动门漏粉严重。
4） 二级给煤皮带给煤机坡度大，距离长，容易出现皮带打滑现象。
5） 二级给煤皮带给煤机坡度大，距离长，清扫链容易断链。

11.

炉后刮板给煤机给煤分配不均

建议技改为刮板第一个落煤口刮板给煤机箱底部增加手动插板门，利用手动插板的开度分配煤量，解决给煤量的分配问题。

12.

床压失稳、波动

调试运行以来锅炉床压一直不稳定，经常出现床压失稳，两侧偏床，调整办法增加一次风量，基本解决床压波动失稳的问题，但加大一次风会降低床温、增加一次风机电流、增加外循环量、增加磨损、飞灰含碳量增加等问题。
主要原因：布风板阻力偏小、布风不均等问题。
建议：更换风帽（钟罩式为好）、或风帽出口管径增加节流圈，提高风帽喷速。

13.

空预器漏风大

按照空预器运行进出口氧量计算，现漏风在12%以上，与设计偏离较大，厂家保证值为1年内保证漏风率小于6%，两年内漏风率小于8%，需要厂家继续调试，达到保证值以内。减小引风机电流，节省厂用电。也可以技改空预器密封装置，减少漏风率。

14.

空预器液力耦合器熔断塞熔断，排烟温度升高188℃锅炉BT

原因1）液力耦合器油位过低出现温度高；2）空预器密封扇形板摩擦，造成液力耦合器过热。
加强巡检，定期加油，防止空预器油温过高。

15.

空预器辅助电机不具备带负荷能力，造成主电机出现问题，空预器跳闸，机组停运，增加机组非停

建议技改，更换辅助电机，具备主电机带负荷能力，主电机故障辅电机联启，锅炉负荷不变，既能减少非停，又能满足实际运行。

16.

引风机动叶调节机构死区太大，灵敏度差

现引风机至少有5%的动叶调节死区，灵敏度很难满足运行要求，在变负荷情况下经常出现炉膛负压波动在±1000Pa,为了限制炉膛负压，逻辑上增加了炉膛负压闭锁引风机动叶开度，防止出现负压波动大，造成事故。必须对风机动叶调节机构进行技改，满足生产运行，防止事故的发生。

17.

引风机出口挡板连杆断裂，挡板销子断裂脱落

出现过2次，加强巡检，重点检查，加强点检维护，及时处理消缺.

18.

引风机动叶调节执行机构与动叶液压缸连接处漏油

出现过1次，漏油严重，停运该风机进行处理。

19.

引风机联轴器连接螺母断裂

出现过1次，停运该风机检查处理，加强巡检、点检，及时发现问题消除。

20.

引风机动叶3个叶片安装角度发生错位，引风机运行有异音

安装问题，每次停炉加强点检检查维护

21.

引风机液压润滑油站油温高

试运期间多次出现引风机液压润滑油站油温高，最高达到60℃，增加风扇进行吹风加强冷却，更换冷油器，现在基本能满足运行，但夏季可能会更高，影响机组运行，需要技改。

22.

滚筒冷渣器冷却水进回水空心轴抱死

调试期间出现过多次滚筒冷渣器冷却水进回水空心轴抱死事故，造成滚筒冷渣器冷却水管拉坏，凝结水母管压力低、凝结水漏流量大、滚筒冷渣器流量低跳闸、无法单一隔离，只能停运所有滚筒冷渣器，开启滚筒冷渣器旁路，检修，造成停机处理。
现技改为，每一滚筒冷渣器进回水增加手动截门，一旦出现某一冷渣器冷却水管道泄漏，可以及时关闭该冷渣器的进回水手动截门隔离。每一滚筒冷渣器空心轴段增加轴向位移保护测点，一旦出现空心轴抱死，发生位移，立即动作，跳开冷渣器，防止拉坏冷却水管。

23.

滚筒冷渣器冷却水进回水软连接管道经常出现泄漏，设计承压能力偏小

滚筒冷渣器经常出现软连接管道处漏水，严重影响冷渣器的运行，特别是凝结水泵由变频更换为工频运行时，凝结水母管压力达到3.5MPa以上，经常出现软连接管道泄漏。
滚筒冷渣器设计承压能力为5MPa，冷却水安全阀设计起座压力为4.2 MPa，当冷却水压力超过4 MPa时联锁停运冷渣器，而冷渣器软连接管道没有按照凝结水管道压力设计，造成凝结水压力一高，软连接处很容易出现漏水。建议进行技改必须达到冷渣器设计耐压能力，防止出现漏水事故。

24.

滚筒冷渣器内漏（焊缝处）

滚筒冷渣器内漏几乎每天都会发生，严重影响锅炉排渣运行，冷却水母管焊接工艺质量差，很难改变现状，均属于厂家质量问题，要求更换质量合格的产品，或更换厂家，否则将严重制约着锅炉运行。现在通过补焊暂时可以运行，但没有解决根本问题，几乎每天都存在类似问题发生，严重影响正常生产运行。

25.

滚筒冷渣器旋转接头薄弱处崩开泄露

正常运行期间出现过3次滚筒冷渣器空心轴旋转接头突然崩开泄露，造成冷却水压力低、凝结水流量增加。运行上加强巡检，发现问题及时联系消缺，维护人员加强点检，发现漏水量大应及时检修，防止事故扩大。

26.

滚筒冷渣器进渣管膨胀节严重变形，喷红灰及着火

滚筒冷渣器进渣管膨胀节喷灰几乎每天都要发生，很多电厂已经淘汰了此种膨胀节，而滚筒冷渣器厂家却一直未改，建议调研，更换滚筒冷渣器进渣管膨胀节，防止事故发生。

27.

滚筒冷渣器排渣自流

滚筒冷渣器在排渣过程中出现过4次排渣自流现象，导致滚筒冷渣器出口排渣温度急剧升高，跳闸。主要原因1）滚筒冷渣器内筒设计阻力小，技改：在滚筒冷渣器内筒间隔增加阻力格栅板，提高通流阻力，防止排渣自流。2）排渣粒径太细，自流性好，控制排渣量突然加大造成喷灰自流。主要解决办法：运行中均匀排渣，排渣过程中慢慢提升排渣转速，防止突然提速过快，造成自流，一旦出现移动床堵渣，在捅渣过程中把滚筒冷渣器转速降至最低，当下渣时，慢慢提速排渣，防止突然下渣，喷流。

28.

滚筒冷渣器空心轴端轴承过热损坏

调试期间出现过5次滚筒冷渣器空心轴端轴承损坏，导致停运该滚筒冷渣器更换轴承。

29.

滚筒冷渣器底座支撑滚轮轴承损坏

出现过1次，停运该滚筒冷渣器进行处理，建议易损部件多增加备品备件。

30.

移动床冷渣器炉内排渣口堵渣

造成排渣困难，床压升高，降负荷，最终停炉处理；现锅炉厂设计对每个移动床增加4个捅渣孔，定期捅渣，基本解决堵渣问题，但经常出现堵渣现象，捅渣24小时不间断。建议1）改造移动床排渣口，由原来的8个80×300排渣口合并为4个160×300；2）增加捅渣孔；3）增加移动床排渣旁路，当移动床冷渣器出现问题时，及时开启旁路排渣，不影响锅炉运行。

31.

滚筒冷渣器进渣管堵渣

建议增设捅渣孔

32.

一、二级减温水投自动很难跟踪

调节门设备特性差（温度测点离减温器太近）。

33.

过热器减温水远大于设计值

原因：1）设计受热面布置问题2）减温水源为高加后，水温高3）锅炉上部稀相区燃烧份额过大，造成受热面换热增强，减温水变大。330MW一二级减温水量达到80t/h，远大于设计大约为10t/h。

34.

协调CCBF负荷曲线经常出现超压、超负荷

投入协调负荷曲线经常出现超调，AGC跟踪变负荷频繁，造成煤量叠加、床温升速率超标，风量波动很大，负压波动大，减温水投自动无法跟宗，必须手动调节。

35.

前墙给煤机量程扩大至45t/h（来满足前墙满负荷的需要）

因炉后给煤机故障点多，调试期间大多不投用炉后给煤，并试验用炉前6台给煤机带满负荷，若燃烧3500以上煤种，炉前给煤基本能满足运行需要，若考虑燃烧劣质煤种，必须投用炉后给煤，建议可以技改为炉前8台给煤机，既能满足燃烧劣质煤的要求，也能减少二级给煤故障点。

36.

风帽磨损问题

试运期间因风帽磨损严重漏渣，造成停机一次，主要磨损部位为炉后回料口对冲风帽，切削造成风帽磨损严重，风室漏渣约300吨，严重堵塞炉底热一次风管，更换了14个风帽。现已技改在炉内每个回料口处增加防磨凸台，减少对风帽的对冲。两台炉均已技改。

37.

锅炉吹管投煤问题，投煤不够大胆，燃油量大

上锅厂建议吹管期间不投煤，纯用床上油枪，理由是吹管投煤会加剧浇注料的磨损，浇注料只经过低温烘炉，强度远不够耐磨，若是吹管期间加床料，投煤，将会存在大量的物料对浇注料冲击磨损，吹管期间又是中高温烘炉阶段，应严格按照中高温烘炉曲线为主，当浇注料经过中高温烘炉后，已经具备陶瓷耐磨特性，可以放心投入使用。经调研多数300MW循环流化床锅炉在吹管期间均投煤，基本未对浇注料产生磨损影响，浇注料厂家也同意投煤。最终确定投煤吹管方案，但电科院调试受上海锅炉厂建议影响，未在吹管期间大胆投煤，造成燃油加大。
1号炉吹管准备不从分，造成因缺水中间停运一次，并且吹管打靶超过90次。二号炉吹管期间，投煤加多，节省了大量燃油，吹完管后进炉膛进行检查，浇注料几乎不存在磨损现象。

38.

轻微结渣、结焦现行

停炉在清床料过程中发现有结渣、低温结焦焦块，特别是在移动床冷渣器排渣口，原因分析1）低温结焦主要是流化不良造成的，在停炉前出现过床压波动很大现象，一侧被压死现象。2）入炉煤的颗粒度控制严重超标，入炉煤粒径筛分表明超过20mm的超过5%以上，甚至对于30mm的达到2%，严重偏离规定小于13mm。3）冷渣器经常检修排渣不连续造成排渣口堆积不流化，容易在排渣口培养焦块，造成排渣不畅，全国流化床锅炉几乎都设计有排渣口岛礁孔，以便排渣困难时疏通。4）由于设备和煤市场原因，煤中存在石块，造成设备很难达到破碎要求，尽管有两级破碎、和筛分，还是很难达到流化床入炉没的标准，粒径过大，排渣置换很难，床层上沉积较大粒径床料，流化分层，流化出现死角，造成结焦。
必须加强入炉煤的管理，必须满足入炉煤粒径的要求；要求严格进行点检，及时找出设备原因，进行治理，加强煤源管理，严禁参入石块较多的煤进入煤场，建立煤场筛分设备，及时清除煤场石块。运行上加强流化风量管理，经常进行大风量流化排渣工作，进行大颗粒排渣置换。

39.

炉膛出口至分离器入口烟道积灰严重

上锅厂设计的分离器进口烟道几乎是水平的，很容易积灰，原设计水平烟道底部安装吹灰7字型吹灰管道，气源为二次风，但效果很差，每次停炉检查，均存在严重积灰，经讨论更改为压缩空气作为吹扫气源，但一直未技改。

40.

播煤风管道金属膨胀节拉裂漏风

安装、膨胀余量、磨损问题，一次风室漏渣及一次风携带空预器的细灰，造成磨损。

41.

二次风管金属膨胀节漏灰

安装、膨胀余量、晃动问题

42.

返料腿与炉膛连接密封盒处漏灰

安装、抖动、结构问题

43.

下二次风管道与炉膛连接密封盒处漏灰

安装、晃动、磨损问题

44.

炉内下二次风管口有磨损现象

浇注料、磨损、运行调节问题

45.

锅管泄漏

省煤器3次，包覆墙过热器与个墙过热器1次，安装、材质问题

46.

链斗输渣机、斗提机输渣设备问题

设备运行中经常出现卡涩、跳闸、断链、积灰等问题，检修时间较长，一旦出现一套检修，很难满足运行正常要求。建议增加事故排渣，以防输渣问题影响生产。

47.

尾部烟道出现高频振动

原因与尾部烟道风速、涡流、积灰、结构等有关，加强调整，摸索规律尽可能调整运行方式，减少震动，结构上在共振区增加减震导流板。一般震动与尾部烟道的烟速以及燃煤的灰份关系密切，建议锅炉厂认真核算风速及结构布置造成的影响，尽快增加防振隔板，减

更多资讯请关注【山西蓝天www.sxlantian.com】

F. 螺杆式冷水机组常见故障及处理方法

一、排气温度过高

1.压缩比较大；

2.油温过高；

3.吸气严重过热，或旁通阀泄漏；

4.喷油量不足。

解决方法：

1.降低排压，减小负荷。

2.清洗油冷，降低水温或加大水量。

3.增加供液量，加强吸气保温，检查旁通管路。

4.检查油泵及供油管路。

5.拆检机器。

二、压缩机运转后自动停机

1.自动保护设定值不合适；

2.控制电路存在故障；

3.电机过载。

解决方法：

1.检查并适当调整设定值。

2.检查电路，消除故障。

3.检查原因并消除。

三、吸气压力过低

1.蒸发温度过低，换热温差大；

2.系统制冷剂不足；

3.供液阀开度小；回气管路阻力过大；

4.吸气截止阀开度小或故障；

5.吸气过滤器脏堵或冰堵。

解决方法：

1.检修蒸发器，增大载冷剂流量，减少压缩机负荷。

2.检漏、充注制冷剂。

3.增加供液、检查管路。

4.开大吸气阀门或检查阀头。

5.清洗过滤网、清除水分。

(6)纯凝机组后轴承如何布置扩展阅读：

延长螺杆式冷水机使用寿命的方法：

1、根据螺杆式冷水机的使用时间，更换压缩机润滑油。润滑油对压缩机的主要功能就是润滑、冷却以及容量调节，建议在螺杆式冷水机每运行10000小时应检查一次润滑油的干净情况。

2、制定螺杆式冷水机的清洁保养的规章制度，对每次进行的保养工作进行记录。对机组进行清洁时，不仅仅是对外观的一个清洁，更主要的是每年度要对螺杆式冷水机的蒸发器、冷凝器、管道、过滤器、冷却水塔以及风机等都要做好清洁工作，以免水质中的杂质结垢影响冷水机正常运行。

3、在使用螺杆式冷水机时，操作人员应时刻注意机组的使用，要是螺杆式冷水机出现异常声音或是什么故障时，我们一定要先及时关机，防止机组受到二次损坏。并且根据螺杆式冷水机控制面板中的故障提示进行故障排除，在故障还没有排除之时，切记不可启动冷水机组。

4、螺杆式冷水机操作人员应该定期做好机组运行时的各项数据的记录，以方便以后的查询，在长时间使用后要对螺杆式冷水机各部件进行检查，确保能够正常工作。在螺杆式冷水机长时间不需要运行时，应该将机组内部及管道的水清理干净，避免损坏机组部件。

参考资料来源：网络—螺杆式冷水机组