泥浆泵烧坏曲轴因素预防措施

篇2：防止汽轮机大轴弯曲轴瓦烧损事故技术措施

为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生,特提出以下重点要求:

1.防止汽轮机大轴弯曲。

1.1应具备和熟悉掌握的资料。

1.1.1.?转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

1.1.2.?大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅),最高点在圆周方向的位置。

1.1.3.?机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

1.1.4.?正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。

1.1.5.?正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

1.1.6.?停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。

1.1.7.?通流部分的轴向间隙和径向间隙。

1.1.8.?应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。

1.1.9.?记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数,直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。

1.1.10.?系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验,必须预先制定安全技术措施,经上级主管部门批准后再执行。

1.2汽轮机启动前必须符合以下条件,否则禁止启动。

1.2.1?大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入。

1.2.2?大轴晃动值不应超过制造厂的规定值,或原始值的±0.02mm。

1.2.3?高中压外缸上、下缸温差不超过50℃,高压内缸上、下温差不超过30℃。

1.2.4?主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度80℃,但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。

1.3汽轮机启、停过程操作措施。?

1.3.1.?机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定,至少不得少于2~4h,热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

1.3.2.?机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时,连续盘车不少于4h才能再次启动,严禁盲目启动。

1.3.3.?停机后立即投入盘车。当盘车电流校正常值大、摆动或有异音时,应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时,将转子高点置于最高位置,关闭汽缸疏水,保持上下缸温差,监视转子弯曲度,当确认转子变曲度正常后,再手动盘车180度。当盘车盘不动时,严禁用吊车强行盘车。

1.3.4.?停机后因盘车故障暂时停止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,当弯曲度较大时,应采用手动盘车180度,待盘车正常后及时投入连续盘车。

1.3.5.?机组热态启动前应检查停机记录,并与正常停机曲线进行比较,若有异常应认真分析,查明原因,采取措施及时处理。

1.3.6.?机组热态启动投轴封供汽时,轴封系统应充分疏水暖管,应根据缸温选择供汽汽源,以使供汽温度与金属温度相匹配,先向轴封供汽,后抽真空。轴封供汽前应确认盘车装置运行正常。停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。

1.3.7.?疏水系统投入时,严格控制疏水系统各容器水位,注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水,防止水或冷汽进入汽轮机。

1.3.8.?停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。

1.3.9.?启动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。

1.3.10.?汽轮机在热状态下,严禁锅炉进行水压试验。

1.3.11.?机组停机后应确认高旁减温水阀门关严,高排逆止阀后疏水阀开启。

1.4发生下列情况之一,应立即打闸停机。

1.4.1.?机组启动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm。

1.4.2.?机组启动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。

1.4.3.?机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm,超过时应设法消除,当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机;当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。

1.4.4.?高压外缸上、下缸温差超过50℃。

1.4.5.?机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。

1.5.?应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃,最大不超过50℃。

1.6.?疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开,疏水管应按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76mm。

1.7.?减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。

1.8.?门杆漏汽至除氧器管路,应设置逆止门和截止门。

1.9.?高压加热器应装设紧急疏水阀,可远方操作和根据疏水水位自动开启。

1.10.?高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段,其供汽管路应有良好的疏水措施。

1.11.?机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表,应按热工监督条例进行统计考核。

1.12.?凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。

1.13.?严格执行运行、检修操作规程,严防汽轮机进水、进冷汽。

2防止汽轮机轴瓦损坏。

2.1?汽轮机的辅助油泵及其自启动装置,应按运行规程要求定期进行试验,保证处于良好的备用状态。机组启动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前,应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验。

2.2?油系统进行切换操作(如冷油器、辅助油泵、滤网等)时,应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压的变化,防止切换操作过程中断油。

2.3?机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时,应按规程规定的要求果断处理。

2.4?在机组启停过程中应按制造厂规定的转速停启顶轴油泵。

2.5?在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新启动。

2.6?油位计、油压表、油温表及相关信号装置,必须按规程要求装设齐全、指示正确,并定期进行校验。

2.7?油系统油质应按规程要求定期进行化验,油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组启动,机组正常运行时应投入在线滤油机运行。

2.8?避免机组的振动在不合格的情况下运行。

2.9?润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能,每月定期模拟实际润滑油压力低联锁启动交直流润滑油泵的试验(利用热工测量压力开关试验)。

2.10?汽轮机主油箱油位计应能正确反映实际油位,主油箱应装设就地翻板油位计,当主油箱油位下降至厂家要求的最低油位且补油无效时应果断停机。

2.11?直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量,其各级熔断器应合理配置,防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。

2.12?交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放措施,同时要保证自投装置动作可靠。

2.13?油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有"禁止操作"警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

2.14?安装和检修时要彻底清理油系统杂物,并严防检修中遗留杂物堵塞管道。

2.15?检修中应注意主油泵出口逆止门的状态,防止停机过程中断油。

2.16?严格执行运行、检修操作规程,防止轴瓦断油。

篇3：防止汽轮机大轴弯曲轴瓦烧损事故

为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生,应认真贯彻《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》〔(85)电生火字87号、基火字64号〕、《中国国电集团公司重大事故预防措施》中“防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故”部分,根据我厂实际作以下重点要求:

1防止汽轮机大轴弯曲

1.1应具备和熟悉掌握的资料。

1.1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

1.1.2大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅),最高点在圆周方向的位置。

1.1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

1.1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。

1.1.5正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

1.1.6停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。

1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。

1.1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。

1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、偏心、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数,直到机组下次热态起动为止。

1.1.10系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验,必须预先制定安全技术措施,经上级主管部门批准后再执行。

1.2汽轮机起动前必须符合以下条件,否则禁止起动。

1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入。

1.2.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值,或原始值的土0.02mm。

1.2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃,高压内缸上、下缸温差不超过35℃。

1.2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃,但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。

1.3机组起、停过程操作措施。

1.3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定,至少不得少于2~4h,热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

1.3.2机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时,连续盘车不少于4h才能再次起动,严禁盲目起动。

1.3.3停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时,将转子高点置于最高位置,关闭汽缸疏水,保持上下缸温差,监视转子弯曲度,当确认转子弯曲度正常后,再手动盘车180°。当盘车盘不动时,严禁用吊车强行盘车。

1.3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,当弯曲度较大时,应按规定采用间断手动盘车180°,待盘车正常后及时投入连续盘车。

1.3.5机组热态起动前应检查停机记录,并与正常停机曲线进行比较,若有异常应认真分析,查明原因,采取措施及时处理。

1.3.6机组热态起动投轴封供汽时,应确认盘车装置运行正常,先向轴封供汽,后抽真空。停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。投运轴封时应控制轴封供汽温度与金属温度相匹配。

1.3.7疏水系统投入时,严格控制疏水系统各容器水位,注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水,严防水或冷汽进入汽轮机。

1.3.8停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。

1.3.9汽轮机冲转至600rpm,必须对机组进行摩擦检查,发现问题禁止升速。

1.3.10起动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。

1.3.11汽轮机在热状态下,若主、再蒸汽系统截止门不严密,则锅炉不得进行打水压试验。

1.4发生下列情况之一,应立即打闸停机。

1.4.1机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过30μm。

1.4.2机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过l00μm或相对轴振动值超过260μm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。

1.4.3机组运行中要求轴承振动不超过30μm或相对轴振动不超过80μm,超过时应设法消除,当相对轴振动大于260μm应立即打闸停机;当轴承振动变化±15μm或相对轴振动变化±50μm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加50μm,应立即打闸停机。

1.4.4高压外缸上、下缸温差超过50℃,高压内缸上、下缸温差超过35℃。

1.4.5机组正常运行时主、再热蒸汽温度在l0min内突然下降50℃。

1.4.6机组差胀超过允许值。

1.5应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃,最大不超过50℃。

1.6疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开,疏水管应按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于Ф76mm。

1.7减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。

1.8门杆漏汽至除氧器管路,应设置逆止门和截止门。

1.9高压加热器应装设紧急疏水阀,可远方操作和根据疏水水位自动开启。

1.10高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段,其供汽管路应有良好的疏水措施。

1.11机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。尤其是大轴偏心、振动和汽缸金属温度测量表计,应按热工监督条例进行统计考核。

1.12凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。

1.13严格执行运行、检修操作规程,严防汽轮机进水、进冷汽。

2防止汽轮机轴瓦损坏

2.1汽轮机的辅助油泵及其自起动装置,应按运行规程要求定期进行试验,保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于良好的备用状态且能正常联动。机组正常启动和停机前,都必须按要求对辅助设备进行起、停和联锁试验(EH油泵、BOP、SOB、EOP、顶轴油泵、盘车电机等),其中一项不合格禁止启动或停运汽轮机。EH油泵、BOP、SOB、EOP不能同时有检修工作。机组启动过程中,如果EH油泵故障或BOP、SOB、EOP油泵故障,应停止机组启动。机组全速后停BOP、SOB、顶轴油泵油泵前,必需检查确认各有关油压在正常范围内,主油泵已工作正常。机组启动升速、停机降速和事故处理过程中,如果EH油泵、BOP、EOP油泵同时故障,应破坏真空,紧急停机,启动顶轴油泵。

2.2油系统进行切换操作(如冷油器、滤网等)时,应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压的变化,严防切换操作过程中断油。操作完毕应将冷油器和滤网的进出油门上锁。

2.3机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金金温度和回油温度。汽轮机轴承温度达107℃、汽轮机推力轴承温度或发电机、励磁机轴承温度达99℃、轴承回油温度达77℃时,应降低机组负荷直至温度正常,并查明原因及时处理。汽轮机轴承温度达112℃、汽轮机推力轴承温度或发电机、励磁机轴承温度达107℃,轴承回油温度达82℃时,按紧急事故停机处理。密切注意润滑油压的变化,当油压低于规定值时,应启动备用油泵。

2.4在机组起、停过程中应按运行规程规定的转速停、启顶轴油泵,检查各轴承顶轴油压正常。机组运行中,各顶轴油泵应处良好备用状态。

2.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新起动。

2.6油位计、油压表、油温表及相关的信号装置,必须按规程要求装设齐全、指示正确,并定期进行校验。机组起动或正常运行时,油箱油位应在运行规程规定的范围内。主油箱油位计每天活动一次,检查油位计无卡涩,油位报警正常。正常运行中发现油压或油箱油位异常下降时,应尽快查明原因,启动备用油泵维持油压,将油箱油位补至正常,并联系检修处理。若油压或油位维持不住时应停机处理。加强油系统的检查,发现跑油、漏油应及时进行处理,冷油器滤网前后压差大时及时联系检修清理。主机及小机油箱的事故放油门、放水门应关闭严密,并挂“严禁操作”警示牌。机组油净化装置故障报警信号应试验正常;装置投运期间应经常巡视,发现装置故障跑油,应立即隔离并注意主油箱油位,降低时立即补油至正常油位;主油箱及小机油箱滤油与油净化装置的投运不得同时进行(主油箱与小机油箱同油净化装置连续滤油不得同时进行),滤油前应将油净化装置可靠隔离。

2.7油系统油质应按规程要求定期进行化验,油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组起动。主油箱及小机油箱补油时,必须保证油质合格。净油箱内应存有一定量合格的透平油,主油箱输油泵应达到良好备用状态,以保证主油箱及小机油箱能及时补油。

2.8应避免机组在振动不合格的情况下运行。

2.9机组运行中,禁止用降低油压的方法控制轴瓦漏油缺陷。

2.10辅助油泵出口油压应低于主油泵出口油压,在汽轮机达到额定转速以前,主油泵应能自动投入运行。一般要求转速达到2800r/min以后主油泵开始投入工作。机组定速后,停用辅助油泵时,应密切监视主油泵出口和润滑油压的变化情况。发现油压变化异常时,应立即恢复辅助油泵运行,并查明原因后采取措施。

2.11油压保护、联锁电源必须可靠,正常投入,不得随意解除。润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能,要求当润滑油压降至0.08MPa时报警,降至0.078MPa时联动交流润滑油泵,降至0.068MPa时联动直流润滑油泵,降至0.048Mpa时汽机脱扣,降至0.034MPa时盘车脱扣。

2.12直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量,应取消各级熔断器,以防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。

2.13交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放或直流保持措施,同时要保证自投装置动作可靠。

2.14油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

2.15安装和检修时要彻底清理油系统杂物,并严防检修中遗留杂物堵塞管道。

2.16检修中应注意主油泵出口逆止门的状态,防止停机过程中断油。

2.17格执行运行、检修操作规程,严防轴瓦断油。汽机油系统切换时,应在副值班员以上岗位人员监护下,按操作票顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压变化,严防切换过程中断油烧瓦。

2.18运行中油箱油位应保持正常。滤网前后油位差超过规定值时,应及时清理滤网。主油箱应设置油位低报警装置。

2.19定期对转子轴电压进行监测,轴电压超标要查找原因及时消除。

2.20运行中发生中压主汽门突然关闭,应立即停机,防止轴向推力急剧变化而推力轴承磨损。

2.21当发现有如下情况之一时,应立即打闸停机:

2.21.1任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时;

2.21.2主轴瓦乌金温度超过厂家规定值;

2.21.3回油温度升高,且轴承内冒黑烟时;

2.21.4润滑油泵起动后,油压低于运行规程允许值;

2.21.5盘式密封瓦回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时或参照制造厂设计标准。

篇4：防止配电变压器烧坏措施

在电力系统中,配电变压器占据着极其重要的地位,一旦烧坏,将会造成大面积的停电,直接或间接影响广大电力用户的生产和生活。通过对多台变压器烧坏事故的分析,笔者认为,有相当一部分配电变压器烧坏事故是可以采取下述一些防范措施而避免或被消灭在萌芽状态的。

1变压器投运前的检测

为确保配电变压器具备运行条件,防止烧毁,投运前必须对变压器进行现场检测,其主要内容为:

(1)检测油枕上的油位计是否完好,油位是否合适。油位过高,当变压器投入运行带负荷后,油温上升,油膨胀很可能使油从油枕顶部的呼吸器连接管处溢出;油位过低,则在冬季轻负荷或短时间内停运时,可能使油位下降至油位看不到的位置,会降低变压器的绝缘和冷却作用,影响变压器的运行;

(2)检测盖板、套管、油位计、排油阀等处是否密封良好,有无渗油现象,否则当变压器带负荷后,在热状态下,会发生更严重的渗漏现象;

(3)检测防爆管(安全气道)的防爆膜是否完好;

(4)检测套管是否完好,有无裂纹和放电现象;

(5)检测呼吸器(硅胶罐)内的吸潮剂是否失效;

(6)检测变压器的外壳接地是否牢固可靠;

(7)检查变压器一、二次出线套管及它们与导线的连接是否良好,相色是否正确;

(8)检查变压器上的铭牌与要求选择的变压器规格是否相符。例如各侧电压等级、变压器的接线组别、变压器的容量及分接开关位置等;

(9)测量变压器的绝缘,用1000~2500MΩ表测量变压器的一、二次绕组对地绝缘电阻,以及一、二次绕组间的绝缘电阻,并记录测量时的环境温度。绝缘电阻的允许值没有硬性规定,但应与历史情况或原始数据相比较,不应低于出厂值的70%;

(10)测量变压器组连同套管的直流电阻,配电变压器各相直流电阻的相互差值应小于平均值的4%,线间直流电阻的相互差值应小于平均值的2%;

(11)检查熔丝选择是否合理。变压器一次侧熔丝的选用标准为额定电流的1.5~2倍,二次侧熔丝的选用标准通常是变压器二次侧额定电流。

若以上检查全部合格,则先将变压器空投(不带负荷),同时检查电磁声有无异常,并测量二次电压是否平衡,如电压平衡说明变压器变比正常,无匝间短路,变压器可以带负荷正常运行。

2变压器运行中的注意事项

(1)在使用配电变压器的过程中,一定要定期检查三相电压是否平衡,如严重失衡,应及时采取措施调整。同时,应经常检查变压器的油位、油色,外壳有无渗漏,发现缺陷要及时消除,避免分接开关、线圈因受潮而烧坏。

(2)要定期清理配电变压器上的污垢,检查套管有无闪络放电,接地是否良好,有无断线、脱焊、断裂现象,要定期遥测接地电阻不大于4(容量≥100kVA)或10(容量<100kVA),或者采取防污措施,安装套管防污帽。

(3)在接、拆配电变压器引出线时,要严格按照检测工艺操作,避免引出线内部断裂,要合理选择二次侧导线的接线方式。

(4)推广使用S11系列新型防雷节能变压器,或在配电变压器一、二次侧装设避雷器时,将避雷器接地引下线、变压器的外壳、二次侧中性点共同接地。定期进行预防性试验,将不合格的避雷器及时更换,减少因雷击谐振而产生过电压损坏变压器。

(5)在切换无载调压开关时,每次切换完成后,首先应测量后2次直流电阻值,做好记录,比较三相直流电阻是否平衡。在确定切换正常后,才可投入使用,在各档位进行测量时,除分别做好记录外,还要注意将运行档直流电阻放在最后一次测量。

(6)要做好台区负荷的监控管理工作,对超负荷的台区要及时更换变压器,防止变压器因超负荷运行而烧坏。

篇5：泥浆泵安全操作规程

一、泵必须安装在稳固的基础架或地基上,不应有松动。

二、起动前检查:

1、各连接部位要紧固;

2、电动旋转方向应正确;

3、离合器灵活可靠;

4、管路连接牢固,密封可靠,底阀灵活有效。

三、起动前,吸水管、底阀、泵体内必须注满引水,压力表缓冲器上端注满油。

四、用手转动,使活塞往复两次,无阻梗且线路绝缘良好时方可空载起动,起动后,待运转正常再逐步增加载荷。

五、运转中应注意各密封装置的密封情况,必要时加以调整。拉杆及副杆要经常涂油润滑。

六、运转中经常测试泥浆含沙量不得超过10%。

七、有几档速度的泥浆泵为使飞溅润滑可靠,应在每班运转中将几档速度分别运转,时间均不少于30秒。

八、严禁在运转中变速,需变速时应停泵换档。

九、运转中出现异响或水重、压力不正常或有明显高温时应停泵检查。

十、在正常情况下应在空载时停泵。停泵时间较长时,必须全部打开放水孔,并松开缸盖,提起底阀放水杆,放尽泵体及管道中的全部泥砂。

十一、长期停用,应彻底清洗各部泥砂、油垢,将曲轴箱内润滑油放尽,并采取防锈、防腐措施。