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汽机事故处理

汽机事故处理：

1.1.1汽轮机超速

1.1.1.1危害：

严重时导致叶轮松动变形、叶片及围带脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。

1.1.1.2现象：

1）发变组出口开关跳闸信号发出，机组负荷突然甩到“0”。

转子超速运行，保护未动作。

2）DCS显示转速迅速上升，升至危急保安器动作值，并继续上升。

3）汽轮机发出异常的声音。

4）主油泵出口油压、润滑油压上升。

5）机组振动明显增大，轴向位移明显变化。

1.1.1.3原因：

6）机组甩负荷到零，或做甩负荷试验时汽轮机调节系统工作不正常。

7）危急保安器超速试验时转速失控。

8）发电机解列后高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门、高排逆止门等卡涩或关闭不到位。

1.1.1.4处理：

（处理应该分为危急保安器动作或者危急保安器不动作）

9）破坏真空，紧急停机，确认转速应下降，并启动交流辅助油泵。

10）若发现转速继续上升，应立即停炉（若炉没有联跳时），全开PCV锅炉泄压。

11）对机组进行全面检查，必须待超速原因查明，故障排除确认机组处于正常状态后，方可重新启动。

全速后，应校验危急保安器超速试验及各超速保护装置动作正常后方可并网带负荷。

12）重新启动时，应对汽轮机振动、胀差、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。

1.1.1.5预防措施：

13）启动、停机前认真检查试验各汽阀开关动作灵活性及可靠性。

14）各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。

运行中汽轮机任一超速保护故障不能消除时应申请停机消除。

15）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽阀、调节阀及各段抽汽逆止阀的活动试验并确保合格。

16）正常停机时，在打闸后，应检查发电机逆功率保护动作解列。

严禁带负荷解列。

17）加强汽、水、油品质的监督，品质符合规定。

18）确保转速监测控制系统工作应正常。

19）危急保安器超速试验前要做汽门严密性试验并合格；确认试验条件完全符合、各轴承振动在允许范围内，危急保安器动作转速应调整在3300～3330r/min以内。

20）对于甩负荷试验要谨慎进行，要做好各种准备、组织措施及事故预想。

1.1.2汽轮机强烈振动

1.1.2.1主要危害：

造成轴承损坏，动静摩擦甚至毁机。

1.1.2.2现象：

21）振动大报警，DCS显示振动大，就地实测振动大。

22）机组发出不正常声音。

23）机组轴承温度会有所升高。

24）严重时可能会有金属碰撞声

1.1.2.3原因：

25）机组负荷、参数骤变；

26）滑销系统卡涩造成汽缸两侧膨胀不均；

27）润滑油压、油温异常；

28）汽轮发电机组发生动静摩擦或大轴弯曲；

29）汽缸进水或冷汽造成汽缸变形；

30）汽轮机转子不平衡或断叶片；

31）发电机定、转子电流不平衡；

32）轴承工作不正常或轴承座松动；

33）中心不正或联轴器松动；

34）断叶片；

35）启动过程中，机组暖机不充分，或汽缸金属温度偏差过大；

36）发电机原因（例如励磁），引起轴振偏大。

1.1.2.4处理：

37）当机组振动增大时，应立即到就地测振，保证DCS系统显示振动值与就地测量值相吻合，如果轴承振动超过50µm时，或任一轴振超过125µm时，应立即汇报值长、要求减负荷直至振动恢复到正常值，并对照表计查找原因。

38）如机组负荷、参数变化大引起振动增大时，应尽快稳定机组参数和负荷，同时注意汽机轴向位移、胀差、缸胀及汽缸温差等的变化。

39）检查润滑油温度、压力及各轴承温度是否正常，否则手动调整油温、油压至正常。

如由于油膜震荡引起的机组振动，运行中较难消除一般应停机消除，正常后再重新启动。

40）就地倾听汽轮发电机组内部声音，发现有清晰的金属摩擦声或轴封处冒火花，应立即打闸停机并破坏真空。

41）若汽机上下缸温差超限并伴随有汽缸进水的其他象征之一时，按汽机进水处理。

42）如发电机升压时引起振动或正常运行中确认为发电机引起振动，应降低负荷并查明原因。

43）机组振动增大时立即汇报相关领导。

44）当机组变工况引起振动增大时，应恢复原工况运行并查明原因。

若机组轴承振动达到80µm及以上或轴振达250µm及以上时，汽轮机应自动脱扣，否则立即手动打闸停机，并破坏真空。

45）汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，任一轴承达30µm,应立即打闸,查明原因。

严禁降速暖机。

过临界转速时，轴承振动达100µm时或任一轴振达250µm时应果断打闸停机。

1.1.3轴承损坏

1.1.3.1主要危害：

造成轴颈损坏，油质恶化，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。

1.1.3.2现象：

46）轴承钨金温度明显升高或轴承冒烟；

47）推力轴承损坏时，推力瓦块温度升高；

48）轴承回油温度升高；

49）汽轮机振动超标。

1.1.3.3原因：

50）轴承断油或润滑油量偏小；

51）油压偏低、油温过高或油质严重不合格；

52）轴承过载或推力轴承超负荷

53）盘车时顶轴油压低或未顶起；

54）轴承本身有缺陷，轴承间隙、紧力过大或过小；

55）汽轮机发生水冲击；

56）长期振动偏大造成轴瓦损坏；

57）交流辅助油泵（TOP）、直流事故油泵（EOP）自动联锁不正常，有关联锁保护定值不正确，造成事故时供油不正常。

1.1.3.4处理：

58）运行中发现轴承温度升高至停机值，应立即破坏真空紧急停机。

59）因轴承损坏停机后盘车不能投入运行时不应强制盘车。

应采取可靠的闷缸措施，防止汽缸进冷水或冷汽，并监视大轴弯曲情况。

60）轴承损坏后应彻底清理油系统，确保油质合格方可重新启动。

1.1.3.5预防措施：

61）加强油温、油压的监视调整，严格监视轴承金属温度及回油温度，发现异常应及时查找原因并消除。

62）油系统各设备自动投入或备用可靠，并进行严格的定期试验。

运行中油泵或冷油器的投停切换应平稳严防断油。

63）防止汽轮机进水、大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏。

64）发电机转子应可靠接地。

65）交流辅助油泵（TOP）、直流事故油泵（EOP）的联锁应非常可靠、定值正确。

66）机组运行过程中，主油箱油位应正常，润滑油温维持在38～45℃。

盘车状态下，密封油系统必须保证可靠、连续运行。

67）正常运行中应定期测振并建立振动档案，以便今后进行振动分析。

1.1.4叶片损坏：

1.1.4.1主要危害：

造成汽轮机动静碰磨、运行工况恶化、转子质量不平衡发生振动。

1.1.4.2现象：

68）机组振动突增或剧烈振动；

69）机内有清晰的金属撞击声或盘车状态时有摩擦声；

70）监视段压力升高，轴向位移、推力轴承瓦块温度或某抽汽段压力发生异常变化；

71）凝结水硬度增大，导电度增大，凝汽器水位升高。

1.1.4.3处理：

72）汽机运行中发生叶片损坏时，上述现象不一定同时出现，为了保证机组安全，当机内有清晰的金属撞击声或机组通流部分有异常声音并伴有剧烈振动时，应破坏真空紧急停机。

73）正常运行中如发现调节级或某级抽汽压力异常，应立即进行综合分析，如伴有相同工况下负荷下降，轴向位移、推力瓦块温度有明显变化，或相应轴承振动有明显增加时，应尽快汇报，申请减负荷停机。

74）汽轮机低压叶片断裂打破凝汽器不锈钢管，使凝结水硬度、电导率上升，但机组无异音，振动无明显增大，应按以下方法进行处理：

a）如凝结水硬度上升较小，未超标，应汇报值长对凝汽器半边隔离堵漏；

b）如凝结器水位上升，则启动备用凝结水泵。

1.1.4.4预防措施：

75）严防汽轮机超速及水冲击。

76）控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空或过高真空、过高过低频率及超负荷运行。

77）加强汽、水质量的监督，保证汽水品质。

78）重视汽轮机停机后的保养。

79）定期进行叶片测频及探伤。

1.1.5大轴弯曲

1.1.5.1主要危害：

引起汽轮机强烈振动或动静摩擦，严重时导致汽轮机损坏。

1.1.5.2现象：

80）汽轮机转子偏心＞0.02mm，连续盘车4h不能恢复正常值。

81）临界转速振动显著增大，特别是轴向振动。

1.1.5.3原因：

82）汽轮机发生强烈振动或动静部分碰磨；

83）运行中进水，特别是开、停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或进冷汽；

84）上、下缸温差过大造成热弯曲。

1.1.5.4处理：

冲转时确认大轴弯曲时应立即停机，未查明原因并消除不得再次启动。

若盘车状态时确认大轴弯曲应立即检查隔断相关汽水系统，加强疏水与闷缸，进行连续盘车直轴，直到晃动度恢复正常为止。

1.1.5.5预防措施：

85）应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、上下缸温差、大轴偏心、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组汽缸金属温度低于150℃盘车停运，发现异常及时处理。

86）汽轮机启动前必须符合启动条件，否则禁止启动。

87）严格执行盘车投退的有关规定。

88）机组振动超过规定值，应立即打闸停机。

89）机组启动特别是热态时投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽、后抽真空。

若已投入轴封系统供汽而盘车中断时，应立即停止轴封供汽。

停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。

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。

供汽管道、轴封汽管路要充分暖管疏水，防止水或冷汽进入汽轮机。

90）机组在启、停和变工况运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化，汽缸金属温度变化、上下缸各部温差的不大于规程规定，并保持一定的蒸汽过热度，要避免汽温大幅度直线变化。

当10min内主蒸汽温度或再热蒸汽温度下降50℃时应果断停机。

91）停机后应认真监视凝汽器水位、加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水、进冷汽。

停机后检查与机组有关的汽水公用系统，做好其隔离工作。

92）要尽可能避免在缸温较高时进行打水压试验，如因需要必须进行时，在切实做好隔离措施的前提下机侧应特别注意监视汽缸温度的变化、尤其调节级温度的变化情况。

发现汽缸温度降低或上下缸温差增大时，要立即停止升压并查找原因。

1.1.6汽轮机进水

1.1.6.1主要危害：

引起汽缸严重变形、动静间隙消失发生碰磨、大轴弯曲。

1.1.6.2主要特征：

93）主蒸汽或再热蒸汽温度指示急骤下降；

94）严重进冷汽冷水时，主汽阀、调阀的阀杆、阀盖、法兰处、汽机轴封部、汽缸接合面等将冒出白色蒸汽；

95）上、下缸温差明显增大；

96）缸胀、胀差、轴向位移变化明显；

97）推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高。

汽缸及转子金属温度急剧下降，差胀向负的方向发展；

98）汽轮机振动增大，内部声音异常；

99）蒸汽管道发生振动；

100）凝汽器、加热器和除氧器出现满水；

101）盘车状态下盘车电流增大。

1.1.6.3原因：

102）主、再热蒸汽温度失控或减温水量过大造成蒸汽带水。

103）给水失控，启动分离器满水，或打水压。

104）加热器、除氧器或凝汽器满水倒灌进入汽轮机。

105）轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。

106）负荷急剧降低，导致主再热温度下降较快。

107）停机后锅炉打水压时造成汽缸进水。

1.1.6.4处理及预防：

108）运行中主、再热蒸汽温10min突降50℃及以上，应立即打闸停机。

加强疏水与闷缸。

109）汽轮机盘车中发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上、下缸温差恢复正常。

同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流的监视。

110）停机后加强对凝汽器、加热器和除氧器水位的监视调整严禁满水。

运行中发现加热器水位不正常升高时，应立即关闭其抽汽逆止门、电动门，退出该加热器运行。

111）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车，加强疏水。

112）启动过程中，汽封系统供汽前，必须保证其管道、联箱暖体、疏水充分；及时检查疏水系统工作情况，确保主、再热蒸汽管道疏水充分、畅通。

113）机组滑停过程中，必须坚持先降压后降温，并保持各阶段足够的过热度。

114）停机后，及时检查关闭各处减温水门。

1.1.7蒸汽参数异常

1.1.7.1主汽压力：

115）若负荷降低过快，引起主汽压力异常，应设法稳定。

待汽压恢复正常后，再进行降负荷工作。

116）主蒸汽压力在25.41～29.04MPa之间的运行时间不得超过15min，否则应汇报值长，不破坏真空故障停机。

主蒸汽压力在25.41～29.04MPa之间的运行时间全年累计不得超过12h，且主汽流量不得超过额定压力下调门全开时的流量。

117）主蒸汽压力瞬时波动的峰值，不得超过29.04MPa。

否则应汇报值长不破坏真空故障停机。

118）主蒸汽压力下降时，应联系锅炉尽快恢复。

若负荷增加过快，引起主蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待汽压恢复正常后，再进行加负荷工作。

119）若因锅炉原因造成主蒸汽压力升高或降低，则联系值长适当升降负荷，待主汽压力恢复后，再加负荷至正常值。

1.1.7.2主蒸汽、再热蒸汽温度：

120）主再热蒸汽温度的额定值为566℃，正常运行中不得大于574℃，否则应联系锅炉尽快恢复。

121）主再热蒸汽温上升至574～580℃，应汇报值长，锅炉尽快恢复，且全年累计运行时间不得超过400h。

122）主再热蒸汽温上升至580～594℃，每次连续运行时间不得超过15min，否则应汇报值长不破坏真空故障停机，并且全年累计运行时间不得超过80h。

123）主再蒸汽温上升超过594℃，应立即汇报值长故障停机。

124）主蒸汽温下降至525℃，应联系锅炉尽快恢复，下降至510℃，应汇报值长开始减负荷。

汽温每下降10℃，减负荷100MW，组操打开各高、低压阀门组疏水。

负荷480MW时，主蒸汽温度不得低于520℃。

125）汽压正常，主再热蒸汽汽温在10min内直线下降50℃以上，应立即汇报值长不破坏真空紧急停机。

126）汽温下降减负荷过程中，应适当降低主汽压力以保持蒸汽过热度不小于50℃，否则立即汇报值长停机。

127）高、中压主汽门前左、右两侧蒸汽温差正常运行中应小于11℃，瞬时温差允许达到41℃，但连续运行时间不得超过15min。

128）正常情况下主再热蒸汽温度应保持额定温度。

当负荷＞50%时，主蒸汽温度比再热蒸汽温度≮28℃以上，再热蒸汽温度比主蒸汽温度≮42℃以上；当负荷＜50%时，主蒸汽与再热蒸汽温度偏差逐渐增大，直到空负荷时允许再热蒸汽温度比主蒸汽温度＜165℃。

129）运行中，汽温变化时，应加强对机组振动、声音、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度、高、中压缸各上、下缸金属温差及各监视段压力的监视。

130）运行中主蒸汽压力、主蒸汽温度同时下降时，应以汽温下降处理为主，调整锅炉尽快恢复，并按上述规定减负荷，若超过极限值，应立即汇报值长停机。

1.1.7.3再热蒸汽压力：

1）任何情况下，高压缸排汽压力不允许超过4.977MPa，瞬时不得超过5.55MPa；再热热段压力不允许超过4.39MPa。

2）汽温下降减负荷过程中，应适当降低主汽压力以保持蒸汽过热度不小于50℃，否则立即停机。

1.1.7.4蒸汽参数异常时的注意事项：

1）蒸汽参数异常时，应严格监视机组的振动、轴向位移、推力瓦温度、缸胀、胀差、汽缸温差及汽缸温度的变化，仔细倾听机组内部声音。

2）如汽温逐渐下降，应适当降低汽压以保证蒸汽过热度。

3）汽温汽压同时下降时，以汽温下降处理为主。

1.1.8负荷骤变

1.1.8.1主要危害：

易造成汽轮机轴向推力急剧变化，严重时造成推力瓦或通流部分磨损。

1.1.8.2现象：

131）负荷指示突变；

132）调节汽门开度变化较大；

133）调节级压力及各段抽汽压力变化较大；

134）机组声音异常。

1.1.8.3原因：

135）电网频率变化，发电机振荡或失步；

136）控制回路故障；

137）调节系统故障；

138）旁路误动，高低加突然解列或锅炉工况异常；

139）高中压主汽门、调门任一突关。

1.1.8.4处理：

140）根据表计的指示和其它现象，分析查明原因，及时处理。

141）若电网频率变化引起负荷骤变，应使机组负荷不超过最大负荷。

142）如控制回路故障，引起负荷骤变晃动，应将汽机控制方式切至手动，联系热工人员检查。

143）如调节系统工作失常，引起负荷骤变，应联系检修人员设法消除，如不能立即消除，或机组不能维持正常运行时，应果断打闸停机。

144）负荷骤降，抽汽压力不能满足小汽机、除氧器用汽需要时，应检查确认其备用汽源（指辅汽联箱）切换正常。

145）机组负荷骤变时，应加强监视，及时调整除氧器水位、压力、凝汽器水位、轴封系统等正常。

146）检查各支持轴承、推力轴承金属温度、回油温度、汽机轴向位移、差胀、振动等正常。

147）如高、低旁误动应立即关闭，联系热工查明原因。

1.1.9凝汽器真空下降

1.1.9.1现象：

148）真空指示下降，低压缸排汽温度升高；

149）轴向位移增大；

150）主蒸汽流量增大（维持机组负荷不变时）。

1.1.9.2原因：

151）循环水中断或水量不足。

152）循环水入口温度升高。

153）真空系统泄漏。

154）凝汽器水位高。

155）轴封供汽不足或中断。

156）真空泵组异常。

157）水封阀密封水门运行中误关，防进水保护误动或凝汽器热负荷过大。

158）真空破坏门误动或真空破坏门水封异常。

159）低压缸安全门薄膜破损。

160）小机真空系统泄漏。

1.1.9.3处理：

161）发现真空下降，应首先核对有关表计并迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。

162）检查低压缸安全阀薄膜有无破损。

163）启动备用真空泵及备用循环水泵、提高轴封供汽压力，如真空继续下降至87kPa以下时，应联系值长机组开始减负荷维持真空在80.3kPa以上（最低≮75kPa），减负荷速率视真空下降的速度决定。

164）如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至75kPa时，应汇报值长立即故障停机，关闭高、低旁路，主、再热蒸汽管道所有疏水严禁开启。

165）真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。

166）注意低压缸排汽温度的变化，达到47℃时，低压缸喷水开始投入，80℃报警喷水阀全开，继续上升到107℃时，保护动作跳机，否则应汇报值长立即故障停机。

1.1.9.4事故处理过程中，应密切监视下列各项：

167）各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。

168）倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度的变化。

1.1.10循环水中断或水量不足

1.1.10.1现象：

169）凝汽器真空急剧下降；

170）循环水母管压力降低或到零；

171）凝汽器循环水出水温度升高，出、入口门循环水温差增大。

1.1.10.2原因：

172）循环水泵跳闸；

173）凝汽器入口滤网严重堵塞；

174）循环水泵出口蝶阀误关，备用泵出口蝶阀误开；

175）凝汽器循环水出、入口门误关。

1.1.10.3处理：

循环水泵跳闸查跳闸泵出口蝶阀已联关，有备用泵时应立即启动备用泵查备用泵出口蝶阀已联开，否则立即手动打开。

无备用时，应检查并确认跳闸泵的电气及机械部分无异常后，可强合一次跳闸泵。

若强合不起来，应汇报值长准备停机，同时注意高低压旁路、主再热蒸汽管道所有疏水应严禁开启。

若厂用电中断，造成循环水中断时，应按厂用电中断一节中有关规定进行处理，并特别注意以下几个方面：

176）注意高、低压旁路及高、低压加热器危急疏水以及各段疏水是否开启，若已开启，应立即关闭；

177）注意各油温、水温、风温的变化，注意锅炉方面；

178）厂用电恢复后，先向凝汽器注水，待低压缸排汽温度下降至50℃以下时，启动循环水泵，向凝汽器通循环水，应注意对凝结水硬度的监视；

179）检查低压缸安全阀薄膜有无破损；

180）平板滤网堵塞，应联系检修立即清理滤网；

181）运行泵出口蝶阀误关，应立即开启。

若开不起来，应立即启动备用泵，停止故障泵，并联系电气处理。

备用泵出口蝶阀误开，应立即关闭；

182）凝汽器循环水出、入口门误关，应立即开启；

183）循环水不能立即恢复时，冷却水系统应切换为补充水供。

1.1.11凝汽器满水

1.1.11.1原因：

184）凝结水泵跳闸，备用泵未启动；

185）凝汽器钢管大量泄漏；

186）凝汽器热井水位调节阀失灵或旁路误开；

187）凝结水泵入口或大法兰漏空气，水泵汽化不打水；

188）凝结水泵出口管道上有关阀门误关，包括化学精处理装置有关阀门误关；

189）备用泵出口逆止门不严密；

190）凝结水泵入口滤网（包括热井内滤网）堵塞。

1.1.11.2处理

191）运行泵跳闸，备用泵未联动，应立即启动。

同时，解除跳闸泵的联锁备用，检查跳闸原因。

待故障排除后，方可投备用。

192）凝汽器钢管大量泄漏，应汇报值长降负荷至300MW以下，准备停机。

193）凝汽器热井水位调节阀失灵，应立即隔离并联系检修进行处理，用旁路手动阀控制水位。

旁路门误开，应立即关闭。

194）凝结水泵漏入空气，应开大密封水门或空气门，检查泄漏点，并且采取对策消除。

同时启动备用泵以维持正常水位，若漏点短时间无法消除，应停泵隔离处理。

195）凝结水泵出口管道上有关阀门误关，应立即开启。

化学精处理装置有关阀门误关，联系化学立即恢复。

196）备用泵出口逆止阀和电动阀不严，关闭进口阀，手紧电动阀，退出联锁备用，通知维修处理。

正常后，再恢复联锁备用。

197）凝结水泵入口滤网堵塞，应启动备用泵，停止故障泵，解除故障泵的联锁备用，停电并隔离清扫。

如无备用泵时，应汇报值长，适当降低负荷，以维持正常的凝汽器水位。

若热井内滤网堵塞，则汇报值长，先适当降低负荷，使凝汽器水位恢复正常，然后根据滤网堵塞的严重程度安排停机。

1.1.12轴封供汽不足

1.1.12.1现象

198）凝汽器真空下降

199）轴封供汽母管压力下降

200）就地可能听到轴封处有吸气声

1.1.12.2原因

201）溢流站调节阀失灵

202）溢流站旁路阀误开

203）开停机时，辅汽至轴封供汽调节阀失灵，或有关阀门误关

204）负荷突降，轴封供汽调节不及时

1.1.12.3处理：

205）溢流站调节阀失灵，应关小调节阀后电动门，并手动调整以维持正常的轴封母管压力，同时联系检修处理。

旁路门误开，应立即关闭。

206）开停机或低负荷时，若辅汽至轴封供汽调节阀失灵,应开启调节阀旁路电动门，并关闭调节阀前电动截止门，联系检修处理。

有关阀门误关，应立即开启。

207）负荷变化，做好轴封汽源及时切换。

1.1.13真空泵故障

1.1.13.1原因：

208）真空泵入口门未联开

209）分离水箱水位过低或过高

210）调整不当，真空泵进口密封水温度太高

1.1.13.2处