#1机组修后性能试验措施

1、大唐鲁北发电有限公司#1机组大修后热力性能试验大纲批准：审定：审核：编写：山东电力研究院二一二年七月21参加工作单位：山东电力研究院 大唐鲁北发电有限公司工作人员： 山东电力研究院：郑威 大唐鲁北发电有限公司： 张凯 刘思军 颜景鲁 杨学武项目负责人：郑威工作时间： 2012年7月3日 至 2012年7月6日大唐鲁北发电有限公司#1机大修后热力性能试验大纲1 试验目的 受大唐鲁北发电有限公司委托，进行#1机组大修后的热力性能试验。本次试验有三个目的，分别为由热力性能试验，确定机组的热耗率，以及高压缸、中压缸效率，为大修提供对比数据和今后运行参考；进行机组的凝汽器性能试验，对比低压缸排汽通道优化

2、前、后效果；进行凝泵改变频后的性能试验，得到凝结水泵（含变频器）在典型工况下耗电功率，为修订运行规程及节能量确认提供依据。2 机组技术规范2.1 汽轮机技术规范序号名 称有 关 参 数1机组型号N330-17.75/540/5402机组型式单轴三缸双排汽中间再热凝汽式3热耗率验收工况(THA)3VWO 4转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）5通流级数高压缸：11个压力级中压缸：12个压力级低压缸：2*5个压力级6额定主蒸汽压力17.75MPa7额定主蒸汽温度540 8额定再热蒸汽进口压力3.6846MPa9额定再热蒸汽进口温度540 10主蒸汽额定进汽量919 t/h11额定排汽压力4.9kP

3、a12末级叶片高度1055mm13给水回热级数2级高加1级除氧4级低加14额定给水温度253 15THA毛热耗率7658.8kJ/kW.h2.2 凝汽器技术规范序号名称单位有 关 参 数 1型号-N-18000 2形式-对分单流程表面式 3背压 MPa0.0049 4冷却面积18000 5冷却水量t/h43000 6冷却水压MPa0.25 7冷却水进口温度20 8凝汽量t/h671.2 9冷却倍率-64 10冷却水管内流速m/s2.2 11流程数-1 12清洁系数-0.9 13凝汽器管材-TA1 14冷却管长mm12420 15冷却管径mm19×0.7 /(共2466 根) 16冷却

4、管径mm19×0.5 /(共21986根) 17水室设计压力MPa0.45 18汽轮机排汽量t/h695.83 19凝汽器进出水管径mm2020×11 20凝汽器水阻mH2O4.5 21生产厂家-北京重型电机厂2.3凝结水泵改造前技术规范凝结水泵台数2台流量855m3/h扬程280m容量100%型号350/600SBNL(6)-S凝结水泵电动机额定功率900kW电压6kV电流101.7A转速1480rpm型式Y800-2-12大修期间，北京中唐电工程咨询有限公司按照合同能源管理模式对该机组凝结水系统进行了改造。加装了一台一拖二高压变频器，拆除了凝结水泵的末级叶轮，增设了两台

5、减温水泵。3 试验标准和基准DL/T 1078-2007表面式凝汽器运行性能试验规程。DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则。Standards for steam surface condensers，tenth edition，Heat Exchange Institute (HEI)，2006(美国传热学会标准)。JB/T 3344-1993凝汽器性能试验规程。电站汽轮机热力性能试验验收试验规程第2部分：方法B-各种类型和容量的汽轮机宽准确度试GB/T 8117.2-2008/IEC60953-2:1990汽轮机热力性能验收试验。GB/T6422-2009用能设备能量测试

6、导则。水和水蒸汽性质表：国际公式化委员会IFC-1967 公式。试验基准：定负荷。4 试验工况及时间机组负荷试验日期试验开始时间试验结束时间试验内容循泵运行方式330MW2012-7-49:009:10真空严密性两泵并联330MW2012-7-49:1011:30汽轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能两泵并联300MW2012-7-411:3014:30汽轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能两泵并联270MW2012-7-414:3017:30轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能两泵并联240MW2012-7-417:3020:30轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能两泵并联5试验测点及测量方法5.1

7、电功率测量：发电机有功功率采用现场功率变送器测量，记录运行数据；凝结水泵电能计量采用现场多功能电能表，试验开始、结束分别记录电能表表码及对应记录时间。5.2压力测量（1）自动主汽门前蒸汽压力、高排压力、再热汽门前蒸汽压力、中压缸排汽压力、凝汽器真空用电科院0.1级压力变送器测量；循环水进、出水压力用电科院0.1级压力变送器测量。（2） 一抽、二抽、三抽、四抽、五抽、六抽、七抽压力取用现场运行数据；（3） 主给水压力、给水泵出口母管压力、过热器减温水压力、再热器减温水压力取用现场运行数据；（4）大气压力用电科院0.1级压力变送器测量。 DCS取数清单见附件。5.3 温度测量 自动主汽门前温度，再

8、热汽门前温度，高压排汽温度，中压缸排汽温度，蒸汽冷却器出水温度用电科院工业级E型热电偶测量；给水温度， #7高加进水、出水、疏水温度，#6高加进水、疏水温度，除氧器水温，#4低加进出水、疏水温度，#3低加进水、疏水温度，#2低加进水、疏水温度，#1低加进水疏水温度，过热器减温水温度，再热器减温水温度等取用现场运行数据；凝汽器热井水温、循环水进水温度、循环水出水温度等用电科院工业级E型热电偶测量。 DCS取数清单见附件。5.4流量测量：主给水流量采用现场差压变送器测量，信号接入试验专用IMP数据采集系统，同时记录运行数据；过热减温水流量、再热减温水流量、凝结水流量用现场差压变送器测量，记录运行数

9、据；凝泵出口凝结水流量采用0.1级试验专用差压变送器测量，同时记录运行数据。5.5储水箱水位测量：汽包水位、除氧器水位、热井水位等储水容器水位变化用现场水位变送器测量。5.6所用现场仪表均在校验周期内。6.试验条件6.1机组设备条件：6.1.1机组及辅助设备运行正常、稳定、无异常泄漏。6.1.2轴封系统运行良好。6.1.3真空严密性符合要求。6.1.4凝结水泵变频器运行，保持凝结水主调阀（除氧器水位控制阀）全开，凝结水系统再循环阀全关。6.2系统条件：6.2.1热力系统应严格按照设计热平衡图所规定的热力循环运行并保持稳定。6.2.2系统隔离应符合试验要求，管道、阀门应无异常泄漏，机组单元制运行

10、无任何流量进出设计所规定的热力循环。系统内工质依次流经规定的设备，不存在任何旁路及再循环。系统不明泄漏量不应超过主蒸汽流量的0.5%。重点隔离以下系统：n 主蒸汽、再热汽、抽汽系统各管道、阀门疏水；n 主、再热蒸汽的高、低压大旁路及旁路减温水；n 加热器疏水旁路、疏水直排凝汽器及危急疏水；n 各加热器壳侧放水、放汽，水侧放水放气；n 汽轮机辅助抽汽（厂用汽）；n 水和蒸汽取样；n 除氧器放水、溢流、排氧，及与其他机组连接的抽汽；n 补水，化学加药；n 锅炉排污、吹灰、放汽、疏水。6.3运行条件6.3.1汽轮机运行参数尽可能达到设计值并保持稳定，试验期间各主要参数允许偏差值及波动值不应超过下表规

11、定的范围：运行参数试验平均值与设计值的允许偏差试验参数的最大允许波动主蒸汽温度±16±4主蒸汽压力±3%±0.25%再热蒸汽温度±16±4电功率±0.25%功率因数不做具体规定±1%主凝结水差压±1%给水温度±66.3.2汽包水位、除氧器水位、热井水位稳定变化，无波动。试验前将除氧器水位和凝结水储水箱补至高水位，试验期间停止补水。6.3.3各加热器水位正常、稳定。检查各个加热器的安全阀，应动作正常。6.3.4试验前将除氧器排氧门关闭或关至最小。6.3.5在试验进行中，除非影响机组安全的因素出现，

12、否则不得进行任何调整机组设备或热力系统的操作。6.4仪表条件6.4.1所有校验仪表校验合格，工作正常。6.4.2测试系统安装及接线正确。6.4.3数据采集系统设置正确，数据采集正常。7.试验方法7.1系统隔离 试验前由运行人员根据试验负责单位的要求拟定系统隔离清单，电厂组织人员批准后实施。试验前由电厂运行人员进行阀门隔离，试验人员在现场进行检查并确认。7.2试验持续时间及读数频率7.2.1试验持续时间：每个试验工况稳定后记录持续时间为2小时。7.2.2读数频率：数据采集的频率为30秒。8.试验程序8.1按试验要求严格进行系统隔离并确认。8.2凝结水泵变频器运行，保持凝结水主调阀（除氧器水位控制

13、阀）全开，凝结水系统再循环阀全关。8.3试验前将水位补至高水位，试验期间停止向系统补水。8.4调整运行参数，使运行工况稳定在试验要求的工况。8.5工况调整完毕后稳定运行足够时间。8.6检查试验仪表，记录人员进入指定位置。8.7经试验各方确认后按规定时间统一开始数据采集和记录。9.试验结果的计算及修正9.1原始数据的处理：计算平均值，压力进行大气压与标高修正。9.2按照GB8117.2-2008的方法进行计算及修正。10.试验的组织与分工10.1 试验组织总指挥： 现场总协调： 岳向力 刘思军试验负责人：山东电力研究院：郑威10.2 试验分工电厂：1. 配合试验测点的更换工作。2. 负责试验的现

14、场指挥与协调。3. 负责调整试验运行工况，保持机组稳定运行。4. 提供试验所需的技术资料。 研究院：1. 编制试验大纲与试验测点清单。2. 检查和确认测点的完善情况，使之满足试验要求。3. 负责试验的数据采集、处理、计算和分析。4. 试验报告的完成。11 安全措施及注意事项: 为确保试验期间主辅设备安全,试验表计的更换,设备、阀门的操作及设备的消缺应依据GB26164.1-2010电业安全工作规程、电厂有关运行规程、电厂有关操作票制度及有关审批手续，机组现场工作的管理规定。(1) 机组运行发现异常，危及安全时，运行值班人员应及时处理，试验停止，试验人员迅速撤离现场。(2) 参加试验人员，应服从

15、指挥，按要求的项目及记录间隔仔细记录，发现仪表异常应立即报告。(3) 试验记录人员必须熟悉仪表读数记录方法，准确无误地记录，试验完毕，记录表交试验工作人员。(4) 记录人员未经允许，不得擅自触动电厂运行设备及有关试验设备。(5) 更换仪表及试验期间注意事项见下表：危险点及注意事项预防措施现场如有临时电源，试验人员要注意用电安全。试验结束时及时切断电源，并做好电源线的防护，防止进水漏电。汽机侧主汽压力、主汽温度、高排压力、高排温度、再热压力、再热温度由于将现场测点更换为试验专用元件，DCS中没有显示。换装压力变送器过程中可能引起蒸汽泄漏。1、运行人员加强对锅炉侧参数的监视。2、确保变送器一、二次

16、门关闭严密。更换仪表时使用梯子或在脚手架上工作时，可能出现摔伤。1、 使用梯子时，必须确认梯子架设稳定，并且有两人以上进行监护。2、 在脚手架上工作时，工作人员必须佩戴安全带并且固定牢靠，防止摔伤。信号线布置时应注意美观、有序，远离高温管道、阀门，尽量不穿过运行人员行走的空间；如信号线通过运行人员巡检区域，应设安全警示告牌。仪表更换后应保持现场环境干净整洁。更换仪表后及时将现场打扫干净，不留杂物, 保证不对现场环境造成影响。附件 试验前各部门需要配合的工作1 热工需要配合的工作以下压力测点需要将现场压力变送器(压力表)拆除换接试验专用仪表，由于更换测点及试验期间这些测点在DCS中没有显示，请电

17、厂确认这些测点是否参与调节和保护并做好安全组织措施。该工作应于2012年7月3日前完成。序号测点名称测点位置备注1自动主汽门前蒸汽压力主汽门前更换运行仪表2高压缸排汽压力高压缸排汽管更换运行仪表3再热汽门前蒸汽压力再热汽门前更换运行仪表4中压缸排汽压力（甲乙）中压缸排汽管道试验测点5低压缸排汽压力（甲乙）凝汽器喉部试验测点6凝泵出口压力凝泵出口更换运行仪表7循环水进水压力（甲乙）更换就地表8循环水出水压力（甲乙）更换就地表9凝泵出口凝结水流量凝泵出口并联运行仪表10给水流量 炉侧省煤器入口前借用现场变送器以下温度测点需要将现场热电偶（热电阻）拆除换接试验专用仪表，由于更换测点及试验期间这些测点

18、在DCS中没有显示，请电厂确认这些测点是否参与调节和保护并做好安全组织措施。该工作应于2012年7月3日前完成。序号测点名称测点位置备注1自动主汽门前蒸汽温度（甲乙）主汽门前试验测点2再热汽门前蒸汽温度（甲乙）再热主汽门前借用运行套管3中压缸排汽温度（甲乙）中压缸排汽管道试验测点4循环水进水温度（甲乙）借用运行套管5循环水出水温度（甲乙）借用运行套管6凝泵出口水温借用运行套管7热井水温借用运行套管试验完成后，按指定的时间间隔和时间间段从DCS中读取下表中的数据，时间段由试验具体时间确定，时间间隔为每1分钟取一次，试验前将测点做成趋势组储存，该工作应于2012年3月8日前完成。试验后将数据存储为

19、文本文件的格式移交给试验人员。温度测点表：序号测点名称运行测点实测值T1主汽温度甲T2主汽温度乙T3调节级温度T4高排温度甲T5高排温度乙T6一抽温度T7#7高加进汽温度T8再热温度甲T9再热温度乙T10二抽温度T11蒸汽冷却器进汽温度T12#6高加进汽温度T13三抽温度T14除氧器进汽温度T15中排温度甲T16中排温度乙T17四抽温度T18#4低加进汽温度T19五抽温度T20#3低加进汽温度T21六抽温度T22#2低加进汽温度T23七抽温度T24省煤器入口给水温度T25蒸冷器出水温度T26蒸冷器进水温度T27#7高加出水温度T28#7高加进水温度T29#7高加疏水温度T30#6高加出水温度T

20、31#6高加进水温度T32#6高加疏水温度T33除氧器下水温度T34除氧器进口凝结水温度T35#4低加出水温度T36#4低加进水温度T37#4低加疏水温度T38#3低加进水温度T39#3低加疏水温度T40#2低加进水温度T41#2低加疏水温度T42#1低加进水温度T43#1低加疏水温度T44轴加出水温度T45轴加进水温度T46凝泵出口水温T47热井水温T48过热器减温水温度T49再热器减温水温度T50循环水进水温度T51循环水出水温度T52低压缸排汽温度T53除氧器进口凝结水温度压力测点表：序号测点名称运行测点实测值P1主汽压力甲P2主汽压力乙P3调节级压力P4高排压力甲P5高排压力乙P6一抽

21、压力P7#7高加进汽压力P8再热压力甲P9再热压力乙P10二抽压力P11蒸汽冷却器进汽压力P12#6高加进汽压力P13三抽压力P14除氧器进汽压力P15中排压力甲P16中排压力乙P17四抽压力P18#4低加进汽压力P19五抽压力P20#3低加进汽压力P21六抽压力P22#2低加进汽压力P23七抽压力P24#1低加进汽压力P25省煤器入口给水压力P26给水泵出口母管压力P27真空01P28真空02P29过热器减温水压力P30再热器减温水压力P31除氧器进口凝结水压力P32凝泵出口母管压力流量、功率及其他测点表：序号测点名称单位实测值L1除氧器入口凝结水流量t/hL2省煤器入口给水流量t/hL3前

22、置泵流量t/hL4过热器减温水流量t/hL5再热器减温水流量t/hL6发电机有功功率MWL7厂用电功率MWL8启备变功率MWL9除氧器水位mmL10凝汽器热井水位mmL11各高调门开度%鲁北1号机组凝结水系统试验记录单序号参数单位实测值N1.机组负荷MWN2.对外供汽量t/hN3.外供蒸汽压力MPaN4.外供蒸汽温度N5.供热减温水流量t/hN6.减温水温度N7.减温水压力MpaN8.凝结水流量t/hN9.主调阀开度%N10.凝结水泵电流AN11.6kv系统电压kVN12.凝泵电机耗功kWN13.变频器输出电压kVN14.变频器输出电流AN15.变频器输出频率HZN16.凝泵进口压力MPaN1

23、7.凝泵进口水温N18.凝泵出口压力MPaN19.凝泵出口水温N20.精处理后压力MPaN21.除氧器压力MPaN22.主调阀前压力MPaN23.主调阀后压力MPaN24.大气压PaN25.减温水泵运行电流AN26.减温水泵运行电压VN27.凝泵电能表起始表码N28.凝泵电能表终止表码N29.凝泵PT/CT变比2 运行需要配合的工作由于试验期间许多温度、压力测点解除，运行没有显示，请提前做好安全组织措施。试验时运行人员尽力调整机组参数满足试验措施的要求并力求保持机组稳定运行。 提供系统隔离清单，试验前由运行人员、电力研究院工作人员按照隔离清单逐项进行检查。3 在运转层汽轮机旁接一220V电源（

24、根据现场需要是否接入）4 需要电厂提供的技术材料(1) 凝结水流量节流装置计算书(2) 凝结水进出口管道尺寸5 系统隔离清单一蒸汽、旁路系统及抽汽系统序号执行阀门名称1.1号机主汽管疏水气动门2.1号机主汽A支管疏水气动门3.1号机主汽B支管疏水气动门4.1号机高压导管疏水气动门5.1号机主汽平衡管疏水气动门6.1号机高压缸倒暖门7.1号机高压缸疏水气动门8.1号机高压缸抽真空门9.1号机高压缸抽真空门前疏水器旁路门10.1号机再热冷段疏水气动门11.1号机再热热段疏水气动门12.1号机再热热段A支管疏水气动门13.1号机再热热段B支管疏水气动门14.1号机中联门疏水气动门15.1号机中压导管

25、疏水气动门16.1号机高旁减压阀17.1号机高旁减温水调节门18.1号机高旁减温水管道放水、放气门19.1号机A低旁减压阀20.1号机B低旁减压阀21.1号机A低旁减温水调节门22.1号机B低旁减温水调节门23.1号机A低旁减温水旁路门24.1号机B低旁减温水旁路门25.1号机高旁暖管一、二次门26.1号机低旁暖管一、二次门二高低加系统1.1号机1号低加水侧放水一次门2.1号机1号低加水侧放水二次门3.1号机1号低加汽侧放水一次门4.1号机1号低加汽侧放水二次门5.1号机1号低加水侧充氮进气门6.1号机1号低加汽侧充氮进气门7.1号机2号低加水侧放水一次门8.1号机2号低加水侧放水二次门9.1

26、号机2号低加汽侧放水一次门10.1号机2号低加汽侧放水二次门11.1号机2号低加水侧充氮进气门12.1号机2号低加汽侧充氮进气门13.1号机3号低加水侧放水一次门14.1号机3号低加水侧放水二次门15.1号机3号低加汽侧放水一次门16.1号机3号低加汽侧放水二次门17.1号机3号低加汽侧排气一次门18.1号机3号低加汽侧排气二次门19.1号机3号低加水侧排气一次门20.1号机3号低加水侧排气二次门21.1号机3号低加水侧充氮进气门22.1号机3号低加汽侧充氮进气门23.1号机4号低加水位调节门前放水门24.1号机4号低加水侧放水一次门25.1号机4号低加水侧放水二次门26.1号机4号低加汽侧放

27、水一次门27.1号机4号低加汽侧放水二次门28.1号机4号低加水侧排气门29.1号机4号低加汽侧排气一次门30.1号机4号低加汽侧排气二次门31.1号机4号低加水侧充氮进气门32.1号机4号低加汽侧充氮进气门33.1号机4号低加进水管放气门34.1号机2号低加旁路管排气门35.1号机2号低加旁路门前放水门36.1号机3号低加水位调节门前放水门37.1号机3号低加水位调节门后放水门38.1号机3号低加入口管道放气门39.1号机6号高加蒸冷器水室放水一次门40.1号机6号高加蒸冷器水侧放气一次门41.1号机6号高加蒸冷器汽侧放水一次门42.1号机6号高加蒸冷器过热段放水一次门43.1号机6号高加蒸

28、冷器水室放水二次门44.1号机6号高加蒸冷器水侧放气二次门45.1号机6号高加蒸冷器汽侧放水二次门46.1号机6号高加蒸冷器过热段放水二次门47.1号机6号高加水室放水一次门48.1号机6号高加水侧放气一次门49.1号机6号高加汽侧放水一次门50.1号机6号高加疏冷段放水一次门51.1号机6号高加水室放水二次门52.1号机6号高加水侧放气二次门53.1号机6号高加汽侧放水二次门54.1号机6号高加疏冷段放水二次门55.1号机7号高加水室放水一次门56.1号机7号高加水侧放气一次门57.1号机7号高加汽侧放水一次门58.1号机7号高加疏冷段放水一次门59.1号机7号高加过热段放水一次门60.1号

29、机7号高加水室放水二次门61.1号机7号高加水侧放气二次门62.1号机7号高加汽侧放水二次门63.1号机7号高加疏冷段放水二次门64.1号机7号高加过热段放水二次门三抽汽系统1.1号机7号高加危急疏水气动调节门2.1号机6号高加危急疏水气动调节门3.1号机6号高加疏水调节门前放水门4.1号机疏水泵出口放水一次门5.1号机疏水泵出口放水二次门6.1号机低加疏水箱事故疏水气动调节门7.1号机3号低加事故疏水气动调节门8.1号机4号低加事故疏水气动调节门9.1号机高加至除氧器排气管疏水一次门10.1号机高加至除氧器排气管疏水二次门11.1号机2抽电动门前疏水气动门12.1号机2抽逆止门后疏水气动门1

30、3.1号机3抽电动门前疏水气动门14.1号机3抽逆止门后疏水气动门15.1号机4抽电动门前疏水气动门16.1号机5抽至除氧器电动门前疏水气动门17.1号机5抽至除氧器逆止门后疏水气动门18.1号机5抽至辅汽电动门前疏水气动门19.1号机5抽至辅汽逆止门后疏水气动门20.1号机6抽电动门前疏水气动门21.1号机6抽逆止门后疏水气动门22.1号机7抽电动门前疏水气动门23.1号机7抽逆止门后疏水气动门四给水除氧系统1.1号机辅汽至除氧器加热调节门2.1号机辅汽至除氧器调节门前疏水器旁路门3.1号机辅汽至除氧器加热A电动门4.1号机辅汽至除氧器A电动门后放气一次门5.1号机辅汽至除氧器A电动门后放气

31、二次门6.1号机辅汽至除氧器A电动门后放水一次门7.1号机辅汽至除氧器A电动门后放水二次门8.1号机辅汽至除氧器加热B电动门9.1号机辅汽至除氧器B电动门后放气一次门10.1号机辅汽至除氧器B电动门后放气二次门11.1号机辅汽至除氧器B电动门后放水一次门12.1号机辅汽至除氧器B电动门后放水二次门13.1号机除氧器A排氧门（微开）14.1号机除氧器B排氧门（微开）15.1号机除氧器C排氧门（微开）16.1号机除氧器D排氧门（微开）17.1号机除氧器底部放水至炉定扩门18.1号机除氧器底部放水至凝汽器门19.1号机除氧器溢流至凝汽器电动门20.2号炉连扩至除氧器逆止门前放气门21.1号机6号高加

32、疏水调节门前放气一次门22.1号机6号高加疏水调节门前放气二次门23.1号机6号高加疏水调节门前放水一次门24.1号机6号高加疏水调节门前放水二次门25.1号机高加排气至除氧器管放水一次门26.1号机高加排气至除氧器管放水二次门27.1号机高加排气至除氧器逆止门前放气一次门28.1号机高加排气至除氧器逆止门前放气二次门29.1A给水泵再循环电动调节门30.1A给水泵再循环管放气一次门31.1A给水泵再循环管放气二次门32.1B给水泵再循环电动调节门33.1B给水泵再循环管放气一次门34.1B给水泵再循环管放气二次门35.1C给水泵再循环电动调节门36.1C给水泵再循环管放气一次门37.1C给水

33、泵再循环管放气二次门38.1A给水前置泵入口滤网排污门39.1A给水前置泵放水门40.1A给水前置泵放气门41.1A给水前置泵出口管放气门42.1A给水泵入口滤网排污门43.1A给水泵出口逆止门后放水一次门44.1A给水泵出口逆止门后放水二次门45.1A给水泵出口逆止门后放气一次门46.1A给水泵出口逆止门后放气二次门47.1A给水泵出口电动门前放水一次门48.1A给水泵出口电动门前放水二次门49.1B给水前置泵入口滤网排污门50.1B给水前置泵放水门51.1B给水前置泵放气门52.1B给水前置泵出口管放气门53.1B给水泵入口滤网排污门54.1B给水泵出口逆止门后放水一次门55.1B给水泵出口逆止门后放水二次门56.1B给水泵出口逆止门后放气一次门57.1B给水泵出口逆止门后放气二次门58.1B给水泵出口电动门前放水一次门59.1B给水泵出口电动门前放水二次门60.1C给水前置泵入口滤网排污门61.1C给水前置泵放水门62.1C给水前置泵放气门63.1C给水前置泵出口管放气门64.1C给水泵入口滤网排污门65.1C给水泵出口逆止门后放水一次门66.1C给水泵出口逆止门后放水二次门67.1C给水泵出口逆止门后放气一次门68.1C给水泵出口