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给水泵事故说明

发布时间 :

2018-07-05

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华电所属哈尔滨热电有限责任公司给水泵触电事故

2014年2月21日,华电所属哈尔滨热电有限责任公司运行人员在进行7号机组电动给水泵电机绝缘测试时,发生触电事故,造成2人死亡。

 河曲电厂给水泵跳闸

2014年2月8日,河曲电厂4号机组B汽动给水泵推力轴承温度高跳闸导致机组停运

1. 暴露问题

(1)运行人员对汽动给水泵在不同工况下的运行特性不了解,事故处理能力差,4B给水泵故障跳闸后,因处理不当导致事故进一步扩大。

(2)热工温度元件质量差,经三年左右运行,发生故障。

(3)基建期调试工作未能全部完成,RB逻辑未调试完成并投入,造成单台辅机跳闸未有RB功能保护机组安全。

(4)二期3、4号机组汽动给水泵高压汽源设计不合理。

2. 防范措施

(1)加强运行人员技能培训,定期开展事故预想和反事故演习,提高运行人员日常调整水平和事故处理能力。

(2)利用夜间低负荷时段,对4号机组及其它几台运行机组所有轴瓦热电阻式测温元件进行了全面检查;

(3)利用3号机组C修机会,对3号机组所有轴瓦热电阻式测温元件进行了全面检查;

(4)利用3、4号机组检修机会,完成RB逻辑修改,机组启动后完成RB试验,保证RB的可靠投入,目前RB试验措施已编制完成,逻辑组态完成,待调度批复后进行试验;

(5)对汽动给水泵高压汽源进行改造。目前已完成3号机组汽动给水泵高压汽源加装小旁路改造,高压汽源加装减压阀改造项目已完成招标,利用机组检修机会实施,保证高压汽源可靠投入。

五彩湾电厂#2机组锅炉给水流量低保护动作机组跳闸

2014年11月24日,五彩湾电厂#2机组锅炉给水流量低保护动作机组跳闸

1. 暴露问题

(1)设备消缺管理不到位,冷再至小机的备用汽源切换阀故障,在四段抽汽供汽不足时,冷再至小机的备用汽源没有切换过来,导致A、B小机出力大幅下降。

(2)设备检修质量不过关,质量验收把关不严,四抽至除氧器逆止门存在缺陷。四抽至除氧器本体逆止门不严,使除氧器内蒸汽压力略高于四段抽汽供小机和除氧器管道压力,从而使低温蒸汽与高温蒸汽混合进入小机,致使小机做功能力持续降低,小机转速下降,流量持续下降,使A、B给水泵出力降低。

(3)由于对运行人员日常的培训工作不到位,在进行异常处理时经验也不足,加之对操作风险辨识不充分,没有意识到并泵操作中存在的风险,导致了本次并泵操作过程中发生给水流量大幅波动。

(4)对于设备定期试验管理不到位,没有将主机冷再至小机备用汽源切换阀纳入定期试验范围。

2. 防范措施

(1)加强对运行人员的基本操作培训,强化运行人员常规操作技能,全面掌握设备的性能,加强应急演练,增强设备事故状态时的应急处理水平。

(2)加强缺陷管理,提高消缺及时率,及时消除小机冷再供汽切换阀缺陷并投入运行。

(3)强化检修质量控制,对四抽至除氧器逆止门不严缺陷及时处理。

(4)将小机冷再供汽切换阀纳入定期试验范围,并制定试验方案。

(5)给水泵再循环系统优化,减少对主给水流量的扰动,由生技部组织制定优化方案。

(6)制定给水泵偏置设定管理办法,加强运行培训,使运行掌握给水泵偏置设定的意义及操作步骤。

(7)加强试验措施审查,确保试验措施完整,满足现场实际,坚决杜绝临时增加试验措施且口头要求,需临时增加试验措施时必须走审批流程。

阜康电厂#2机组汽包水位低锅炉MFT

2013年2月3日,阜康电厂#2机组汽包水位低锅炉MFT

1. 事件前工况

2013年2月3日,阜康电厂#2机组负荷104MW,主汽流量370t/h,主汽压力11.5MPa,#2炉A、B、D磨煤机运行,#2机A给水泵运行,B给水泵修后待试转。

2. 事件经过

阜康电厂#2机B给水泵偶合器勺管曾出现过卡涩现象,为消除此隐患,2月1日请厂家指导检查B给水泵偶合器,发现B给水泵勺管提升套筒有划痕,处理完毕后开始滤油,于2月3日油质合格,调节器静态试验正常。

2月3日16时8分,厂家人员、生技部、运行部、安监部管理及技术人员到位后,#2机由A给水泵倒为B给水泵运行,B泵供水正常,但运行转速显示不准确,且勺管调节线性差,调节量过大,经研究,决定退出B泵运行,消除两项缺陷。17时2 分8秒,增加#2机A给水泵转速,减少B给水泵转速;17时3分49秒至17时4分2秒,B给水泵调节器指令由57.2%减至46.3%,转速由5827rpm/min直接降至空载1430rpm/min,致使A给水泵入口流量大幅增加,给水泵入口汽化,#2机A给水泵不出力,主给水流量至0t/h,汽包水位急剧下降至-161mm。立即增加A、B给水泵执行器指令,转速跟随上升,因入口发生汽化,给水泵无法正常供水; 17时5分28秒,#2机汽包水位低III值(-230mm)MFT保护动作,#2机组跳闸。

3. 事件主要原因

(1)B给水泵液偶调节线性差,转速指示不准,给运行人员事故处理造成严重影响,操作器指令减少11%转速由5827 rpm/min突降至空载1430rpm/min,致使A给水泵入口流量大幅增加,给水泵入口汽化是导致本次事件的直接原因。

(2)前置泵出力低是造成本次事故的间接原因,因采用铸钢材质的前置泵,耐冲刷性能较差,给水泵入口压力较设计值偏低,造成给水泵组抗扰动性能较差,易发生汽蚀。

(3)运行人员应对特殊工况下事故处理能力不足是事件扩大的原因。

4. 暴露问题

(1)阜康电厂给水泵检修后,其液偶调节线性较差,说明阜康电厂设备检修质量有待提高,修后的相关试验、特性测量等工作有待加强。

(2)阜康电厂在有计划的给水泵切换过程中,虽然做了风险预控分析,但是在做减少B给水泵指令操作时,对修后给水泵液偶调节线性差的情况未能充分适应,对随后出现的转速、给水流量骤降情况及前置泵出力低的严重影响认识不足,风险预控能力还应加强。

(3)阜康电厂#2机A给水前置泵铸造选用材质等级较低,为铸钢金属母材,耐汽蚀冲刷性能较差,设备长时间运行逐渐出现因汽蚀导致的设备出力下降,给水泵入口压力低,需要加强设备治理。

(4)给水泵转速不准不及时处理投入运行,暴露出阜康电厂对这种危害较大的缺陷重视程度不够,敏感性不强。

5. 整改措施

(1)各单位要加强设备检修质量管理与验收管理,做好修后的相关试验、特性测量等工作,为运行人员提供良好的工作条件。

(2)各单位要加强设备缺陷管理,加大对缺陷的敏感性,及时消除各类缺陷,避免由于指示不准给运行人员事故处理增加难度。

(3)各单位要加强运行培训管理,增强运行人员的应对突发事件能力。

(4)各单位要加强方式变更的风险分析,制定切实可行的控制措施。

重庆电厂#1机组给水泵管道泄漏引起机组停运

 2013年7月10日,重庆电厂#1机组给水泵管道泄漏引起机组停运

 1. 事件前工况

 2013年7月10日,#1机组正常运行,有功负荷210MW,#1-3、#1-2给水泵运行,#1-1给水泵备用。

 2. 事件经过

 7月10日11时50分,#1机司机发现#1-3给水泵固定端轴承温度异常变化,派人到就地进行检查,检查人员在10米平台发现该泵两端冒汽,主泵进口滤网前法兰漏水大,且向#1、#2给水泵方向喷水,立即返回集控室汇报班长。

 11时55分,班长下令将#1-3给水泵切换为#1-1给水泵运行。

 11时56分,在进行给水泵切换过程时,6KVⅠB段接地及直流220V接地信号发出,同时#1-2给水泵跳闸(差动保护动作),机组负荷减至100MW。

 12时3分,值长汇报市调,#1机组给水泵管道泄漏,现场汽水泄漏大,可能要停机,市调同意。12时4分,停运#1-3给水泵

 12时17分,在隔离#1-3给水泵过程中,#1-1给水泵跳闸(差动保护动作),#1机解列。

 3. 检查处理情况

 经检查,#1机#3给水泵固定端轴瓦损坏,#1-3给水泵固定端轴承进油节流缩孔处局部堵塞,#1机#2给水泵电机端部小连线烧断(1支),#1机#1给水泵电机端部线圈损坏(2支)。

 给水泵抢修结束后,7月12日14时23分,#1机组并网发电。

 4. 事件主要原因

 (1)#1-3给水泵固定端轴承进油节流缩孔处局部堵塞,进油不畅,造成固定端轴瓦温度升高,轴瓦钨金受热融化,引起给水泵振动,是导致主泵前滤网进口法兰泄漏的直接原因。

 (2)#1-3给水泵主泵前滤网进口法兰泄漏,水汽渗入#1-2、#1-1给水泵电机内部,致使电机绝缘破坏,连线及线圈受损,是导致给水泵差动保护动作跳闸、机组被迫停机的直接原因。

 (3)运行人员在发现#1-3给水泵固定端轴承温度异常升高后,错误认为属表计故障,事故处理不当,是造成事件扩大的主要原因。

 (4)检修人员给水泵检修工作中检修工艺不良、油系统清洗不彻底,致使油中杂质堵塞进油缩孔(3mm),进油量减少,造成轴承损坏,是造成此次事件的次要原因。

 5. 暴露问题

 (1)重庆电厂运行人员监盘质量差,未及时发现#1-3给水泵轴瓦温度异常、振动异常现象。在发现参数异常时,未能采取现场检查、综合分析等手段,而是首先怀疑热工测点的准确性(在当天8:30在启动#1-3给水泵前,自由端轴承温度达到300℃,热工检查属测量故障),给事件的发生埋下了隐患。

 (2)重庆电厂检修人员检修工艺不良、油系统清洗不彻底,导致油中杂质堵塞进油缩孔。

 (3)重庆电厂未定期进行给水泵油质监测。

 (4)重庆电厂组织机构与人员改革实施中,生产一线人员变化大,部分人员实战经验相对欠缺,事故应急处理经验不足。

 (5)重庆电厂给水泵为早期设计,未设计给水泵轴承温度高声光报警,轴承温度、振动超限保护,给发现和处理带来一定的难度。

 6. 整改措施

 (1)各单位要深刻吸取此次事件教训,加强运行人员的监盘和参数分析管理,及时发现参数异常时,首先要相信测点的准确性,进行全面分析、排查。

 (2)各单位要加强检修工艺管理,确保不给运行设备埋隐患。

 (3)重庆电厂要利用本次抢修机会,对#1-2、#1-1给水泵进油节流缩孔进行清洗,轴瓦检查。

 (4)重庆电厂要将给水泵润滑油检测纳入日常管理,加强油品定期分析测试。

 (5)重庆电厂要增加给水泵主泵轴承温度、振动异常声光报警。研究设置给水泵轴承温度、振动超限保护。

 (6)重庆电厂要加强运行人员技术培训,特别是新补充人员的理论教育和实际操作,以及事故演练,提高异常情况的应对处置能力。

河曲电厂#3机组两台汽泵跳闸引起机组停运

2013年7月17日,河曲电厂#3机组两台汽泵跳闸引起机组停运

 1. 事件前工况

 2013年7月17日,根据机组投产后性能试验整体工作安排和中调批复情况,#3机组进行高背压大负荷试验,15时,#3机组负荷637MW,CCS方式,背压29KPA ,给水流量2189T/H,主汽压力24.2MPa,主蒸汽流量2142AT/H,A、B一次风机、送风机、引风机运行,A、B、C、D、E、F磨煤机运行,A、B汽泵运行,A凝泵运行,B凝泵备用,A、B等离子备用。

 2. 事件经过

 7月17日15时16分28秒,3A给水泵汽轮机(以下简称“小机”)转速5884rpm,A汽泵入口流量1088t/h;3B小机转速5923rpm,B汽泵入口流量1088t/h。3A小机轴向位移由0.09mm突增至0.8mm,轴向位移大保护动作3A小机跳闸。

 15时16分49秒,手动打闸3F磨煤机,#3机组切入汽机跟随(TF)模式,负荷开始下降,投入#3炉A层等离子助燃。

 15时16分53秒,手动打闸3E磨煤机。

 15时18分27秒,手动将一次风压力由11.50KPa减至10.35KPa。

 15时18分38秒,手动打闸3D磨煤机。

 15时19分20秒,负荷降至295.3MW。

 15时19分31秒,3B小机轴向位移由0.12mm突增至0.52mm,轴向位移大保护动作小机跳闸。

 由于两台给水泵跳闸,锅炉MFT,汽轮机联跳,#3发电机解列,各联锁保护动作正常。

 3. 事件主要原因

 (1)两台小机同时跳闸是机组停运的直接原因。

 (2)备用汽源不能平稳切换,造成小机轴向推力大幅变化,是小机轴位移大跳闸的直接原因。

 二期小机设有两个汽源:工作汽源和备用汽源。工作汽源为主机四段抽汽,备用汽源为辅助蒸汽和再热冷段蒸汽。工作汽源和备用汽源使用同一个蒸汽室,通过小机蒸汽切换阀实现备用汽源切换。当调节阀开度>95%,进汽量仍满足不了给水泵功率要求时,切换阀打开,备用蒸汽经切换阀进入主汽阀,通过切换阀油动机控制切换阀开度,使蒸汽流量与所需的功率相适应。

 本机组设计的再热冷段高压备用汽源压力较高,且与四段抽汽汽源管道连接采用垂直焊接方式,在开启汽源时,高压蒸汽在该处形成汽阻,造成进入小机做功的蒸汽量减少,经逻辑判断不能满足机组出力后,自动增大阀门开度,高压汽源进入过多,产生轴向推力过大,小机推力瓦不能完全平衡轴向推力,导致小机轴向位移过大保护动作引发停机事故。

 ⑶技术人员对机组高背压大负荷试验风险评估不到位,未提前做好小机汽源切换试验工作,导致对小机汽源切换性能不熟悉、未能及时发现小机高压备用汽源存在的问题,试验措施不细,是造成此次事件的主要原因。

 4. 暴露问题 

 (1)河曲电厂技术管理工作不到位,机组首次性能试验试验措施制定不到位,没有对小机汽源切换进行详细说明,各级技术管理人员对机组高背压大负荷试验风险评估不到位,未充分认识到机组高背压大负荷试验的极端工况下小机参数变化情况,未能及时发现小机高压备用汽源存在的问题,对小机汽源切换逻辑不熟悉,未能充分认识到小机备用高压汽源大量进入小机造成的轴向推力过大,推力瓦能否承受的问题。

 (2)河曲电厂运行管理不到位,机组投运以来未进行过高负荷工况下切换阀切换试验,没有相关运行经验,运行人员事故预想不到位,部分工作人员工作能力不足,特别是对新投产和新改造设备没有进行有针对性的安全技术培训。

 5. 整改措施

 (1)各单位要加强技术管理工作,加强各项试验风险评估,集思广益,精心组织,深入剖析各项试验潜在的风险隐患,并制定详细可靠的试验措施并落实到试验的全过程。

 (2)各单位要加强运行管理,针对机组非常规运行方式,做好事故预想,加强运行人员培训,利用合适条件进行模拟演练,做到问题早发现早处理。

 (3)各单位要对新投产机组和新设备,要根据相关调试规定,进行充分的风险分析和技术培训后制定详细可行的调试措施并进行试验,为机组常规运行提供可靠依据。

 (4)河曲电厂联系设备制造厂家,重新核算小机高压备用汽源对工作汽源的影响、产生的轴向推力以及小机推力瓦的轴向推力承受能力,测算小机进汽调阀与蒸汽切换阀的重叠度,调整至最佳状态,必要时重新设计高压备用汽源接口,利用检修机会进行改造。

(5)河曲电厂在小机高压备用汽源未得到有效治理前,机组高负荷工况下禁止使用高压备用汽源,可使用高压辅助蒸汽作为备用汽源,同时避免两台小机同时使用高压辅助蒸汽汽源。

河曲电厂#3机组锅炉折焰角温度高保护动作跳闸

2013年8月9日,河曲电厂#3机组锅炉折焰角温度高保护动作跳闸

1. 事件经过
 8月9日18:00,河曲电厂#3机组负荷535MW,CCS方式。主汽压力23.48MPa,主汽流量1746t/h,给水流量1786t/h,A、B、C、D、E磨煤机运行。A、B汽泵运行,A小机转速5450rpm,背压14.7KPa,小机低压调阀开度55.92%,进汽流量55.91 t/h;B小机转速5455rpm,背压14.49KPa,低压调门56.39%,进汽流量55.63 t/h;小机由汽轮机四抽供汽,供汽压力0.85MPa,温度351℃,小机凝汽器循环水进水33.5℃,出水41.2℃。
 18:01,调度更改负荷曲线至600MW,启动F磨,#3机组开始升负荷,主汽压力上升;A小机低压调门异常快速开启、B小机低压调门亦较快开启。
 18:10,负荷569MW,A小机转速5700rpm,低压调阀完全开启至99.27%,进汽流量仍维持在55.91t/h,未有任何增加,随即切换阀开启,高压汽源投入,当切换阀开度6.68%,小机进汽流量由55.91t/h开始下降,转速随之下降;18:10:23,小机进汽流量下降至38.57t/h;18:10:26,A小机转速降至5234rpm,A给水泵流量降低,低压调门开度98.27%,切换阀开度50.05%,MEH转速指令仍为5782rpm, MEH发转速偏差大报警(报警值为目标转速与实际转速偏差大于500rpm),A小机给水控制切换为手动模式。
 同时,运行人员快速增加B小机出力,B小机低压调阀与高压汽源切换阀均快速开启,蒸汽流量先下降至43.56t/h后增至71.58t/h,小机汽门前压力亦先下降至0.68MPa后升高至1.68MPa;18:12:12,B小机轴向位移快速上升至0.8mm,B小机轴向位移大保护动作跳闸(保护值0.4mm),给水流量由1902t/h降至996t/h。
 18:12,运行人员手动打闸3F、3E、3D磨降负荷,同时手动增加A汽动给水泵出口流量,投入等离子助燃。  
 18:15,负荷降至455MW,A汽动给水泵流量1207 t/h,3号炉折焰角入口集箱温度到467℃(保护值465℃),锅炉MFT保护动作,汽机联跳,发电机解列。
 2. 原因分析
 直接原因:3B给水泵跳闸,给水流量大幅降低,造成#3炉折焰角入口集箱温度高保护动作,锅炉MFT,是机组跳闸的直接原因。
 间接原因:
 (1)给水泵小机高压汽源切换阀至小机喷嘴室管路较长,A、B小机分别为55m和45m,高压汽源充满管路时间较长,不能立即满足小机用汽需要,同时高压汽源与小机进汽管路接口方式设计存在问题,高压汽源开启后切断或阻挠低压汽源正常进汽,造成小机瞬间进汽量不足,转速下降,A小机转速偏差大报警,给水自动模式退出运行;运行人员快速增加B小机出力,B小机低压调阀与高压汽源切换阀均快速开启,进汽量和进汽压力瞬间升高,造成B小机轴向推力和轴向位移突然增大、跳闸。
 (2)给水泵小机汽源进汽管路设计通流能力余量不足,低压调阀开度虽由55.92%增至99.27%,但进汽量无法继续增加,造成小机出力受限。
 (3)小机凝汽器水室分隔板变形,存在冷却水不经过铜管直接从入口直接流至出口侧现象,而且小机循环水滤网破损,杂物堵塞部分凝汽器铜管,凝汽器铜管积垢、积泥较严重,造成小机背压偏高,出力受限。
 3. 暴露问题
 (1)运行针对给水泵跳闸制定的应急预案缺失,亦未组织有针对性地演练和培训,在一台给水泵出现故障跳闸后,运行操作人员事故处理思路不够明确,未能明确保证机组不跳闸为根本目标,未紧急采取有效的运行处置措施,造成了事故的扩大,造成了机组的跳闸。
 (2)运行人员培训工作不到位。二期运行值班人员多为09、10年入厂人员,操作技能、运行经验不足,河曲电厂未能通过日常仿真机培训工作,充分提高运行人员应对辅机故障跳闸的应急处理能力,未能将技术培训落到实处。
 (3)吸取事故教训不深刻。7月17日,#3机组大负荷试验过程中,曾发生过给水泵因小机汽源切换轴向位移大跳闸进而导致机组跳闸的事件,但河曲电厂对事故发生的原因分析不深入,防范措施制定不全面,落实不到位,导致类似事件再次发生。
 (4)设备管理不到位。河曲#3机组168试运结束后长时间停备,但没有利用机组停备机会进行全面检查,未能及时发现小机凝汽器水室分隔板变形、循环水入口滤网破裂、凝汽器铜管被杂物堵塞、积垢、积泥等情况,造成小机凝汽器冷却效果下降,背压偏高。
 (5)基建管理工作不到位。基建调试期间,未进行完成机组RB试验,造成RB功能的无法正常投用。
 (6)小机外切换高压汽源设计,存在高压汽源与低压汽源同时进汽时的扰动的存在,造成小机瞬间汽源压力、流量的波动,从而导致瞬间小机转速、给水流量等参数的变化,给小机及机组安全稳定运行带来极大影响。
 (7)小机进汽管路设计余量不足,但蒸汽参数偏低时,存在进汽量不足问题。
 (8)小机高压汽源与低压汽源接口方式以及切换阀后管路设计过长设计不合理,其中A小机应进汽方向接入高压汽源,切换阀后管路长55m,B小机垂直进汽方向接入高压汽源,切换阀后管路长45m,造成高压汽源进汽时发生阻断或阻挠低压汽源进汽情况的发生,同时高压汽源进汽前管路容积过大,出现瞬间需快速增大高压汽源切换阀开度现象。
 4. 防范措施
 (1)运行部立即制定单台给水泵跳闸应急预案,并组织全体运行成员利用仿真机有针对性地培训和演练,以确保机组不跳闸为基根本目标,提高单台给水泵跳闸事件发生后的应急处理能力。
 (2)运行部立即分别制定凝结水泵、汽泵前置泵、循环水泵、引风机、送风机、磨煤机、一次风机等其它主要辅机跳闸的应急预案,并组织运行成员利用仿真机进行针对性的培训和演练,以确保机组不跳闸为根本目标,提高主要辅机跳闸事件发生后运行人员的应急处置能力。
 (3)运行人员立即组织反思培训管理工作会议,反思培训工作不到位和不得当之处,以扎实开展仿真机培训、切实提高操作技能为基本目标的开展培训工作。
 (4)针对小机高压备用汽源的不稳定性和不安全性,生产部门立即安排解除3号、#4机组小机高压汽源的备用,将小机切换阀以及阀后电动门关闭,并停电,防止误操作。
 (5)针对3号、#4机组小机转速偏差达到500rpm即出现报警并将小机退出给水自动运行方式,造成运行调整困难的问题,立即组织运行人员及热工专业分析讨论增大转速偏差至1000rpm逻辑定值的安全性,确定后立即实施,增加转速偏差出现后运行人员操作的时间。
 (6)针对小机凝汽器存在的进水室分隔板变形缺陷和部分管束堵塞现象,立即组织设备维护部门进行整形、补焊,疏通堵塞的管路,恢复小机凝汽器的冷却效果;同时针对入口滤网破损问题,分析破损原因,立即组织修复。
 (7)生产技术管理部门牵头,基建部门配合,将二期工程未进行的RB试验方案完善,并利用机组停备和检修前停机机会尽快开展试验,试验完成并完善逻辑后,马上投入RB功能,机组安全运行提高保障。
 (8)针对小机进汽能力不足问题,联系山西电力勘测设计院对小机进汽管路设计情况进行校核,检查管路设计是否存在进汽能力不足问题,如存在,制定设计完善方案,准备材料备品,利用机组长时间停备或结合机组检修进行改造。
 (9)针对汽源接口设计不合理和切换阀后管路过长的问题,联系设计院进行接口和管路布置方式的优化设计,利用机组检修机会进行改造。
 (10)加强技术监督管理,结合机组停备或检修机会,对小机凝汽器铜管进行取样分析,如存在积垢、积泥问题,及时安排高压水冲洗,保证小机凝汽器冷却效果。
 (11)分析高压汽源存在的必要性,如必须存在则联系设计院一起分析制定降低高压汽源压力参数,以及优化高压汽源进汽方式,防止高压汽源进入后扰动问题发生。

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