凝汽器真空降低的原因及对策.docx
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凝汽器真空降低的原因及对策
目录
第一章概况1
一、前言1
二、简介2
第二章凝汽设备的工作原理、任务2
一、凝汽器工作原理2
二、真空的形成2
三、凝汽器的任务2
四、凝汽器的最佳真空2
五、影响凝汽器真空的因素分析3
第三章循环水系统及加热器和疏水系统4
一、循环倍率对凝汽器真空的影响4
二、循环水系统中存在的问题4
三、循环水泵的改造4
四、加热器的作用5
五、大坝电厂加热器的概况5
六、加热器及疏水系统的不正常5
第四章凝汽器钢管的清洁度7
一、胶球自动清洗系统7
二、胶球系统的改造7
第五章凝汽器的检漏9
一、空气对凝汽器真空的影响9
二、凝汽器的检漏操作9
三、具体漏点举例9
第六章真空系统的严密13
一、真空系统严密性的重要性13
二、真空系统严密性评价13
三、真空系统性的事例分析13
第七章结束语15
第一章概况
一、前言
目前，300MW火电机组已成为我国电力工业的主力机组，对国产300M，汽轮机组进行系统性的完善，提高其运行的安全性和经济性是十分重要的。
在火力发电厂凝汽器式机组正常运行的参数中，真空情况的好坏是火电厂安全、经济、高效运行的重要指标之一。
当真空上升1Kpa，机组供电煤耗会下降2.5KG/KWh，可见大型机组运行中真空情况对电力事业的发展有着很大的影响。
国产300MW汽轮机组普遍存在凝汽器真空偏低的现象，真空度往往低于设计值，这样就增加了机组的供电煤耗，使机组的经济性降低，因此，采取措施提高凝汽器的真空，其节能潜力很大。
大坝电厂#1-#4机组自投产以来，不同程度的暴露出一些问题到机组的安全经济性，经过对多年运行中出现的问题进行分析讨论，认为凝汽器真空是机组效率的重要指标之一，并提出了一些整改措施，结合技术改进和机组运行实际经验，认为提高凝汽器真空主要针对以下几个方面采取措施，提高真空系统工程的严密性、增加循环水泵效率、改进完善热力疏水系统、减少漏入凝汽器的蒸汽量，降低凝汽器的热负荷、提高循环水质、严格控制汽水品质、保持凝汽器的清洁程度等。
二、简介
大坝电厂装有4台300MW机组，其中#1#2机引进上海汽轮机厂N300—165/535/535型亚临界一次中间再热，单轴、四缸四排汽冲动凝汽器式机组，高中压缸合缸，通宵流部分反向布置，高中压汽缸高温部分均采用双层缸，高、中压内、外缸之间及汽缸与轴承座之间支承均采用中心线支撑方式，以保证机组运行时转子与汽缸中心一致，两个低压缸为分流式，也分为内、外缸，外缸用钢板焊接，内缸采用铸件和钢板焊接而成的铸焊结构，汽机轴承座全部落地布置，回热级数为三高四低一除氧。
两台机组各配一台N-15300-I型，凝汽器型式为：
单壳体、单流程。
冷却面积15300m²,冷却水量40000m³/h，于1989年投产使用。
#3.#4机引进上海汽轮机厂N300—167—538/538型，中间再热反动式压临界，单轴双缸，双排汽凝汽式机组，高中压缸合缸，通流部分反向布置，低压缸对称布置，提高了机组的稳定性。
回热级数为三台高加四台低加，一个除氧器，两台机组分别于1997年初和年底相继投产，自投产以来，由于多种原因，两台机组年平均真空度较低，两台机组各配一台N—17650—5型凝汽器，型式为：
单背压单壳体，对分流程，表面式，冷却面积17650m²，冷却水量35380t/h，配两台YT4（Y）—30循环水泵，流量16956t/h。
#3机一台真空泵运行，#4机两台真空泵运行，真空低供电煤耗偏高，从1996年到2003年12月，#1—#4平均真空情况如下表：
年真空平均值表一
真空值机组
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
#1
81.34
76.95
72.68
75.56
81.6
81.02
81.06
81
#2
79.62
75.88
82.33
81.8
80.74
80.78
80.53
80.15
#3
66.27
67.46
83.6
84.66
83.7
82.53
#4
77.95
69.39
82.12
82.53
81.51
80.66
第二章、凝汽器设备的工作原理、任务及影响凝汽器真空的因素分析
一凝汽器工作原理
凝汽设备是凝汽式汽轮机装置的一个重要组成部分.汽轮机辅助设备中的凝汽器,循环水泵,凝结水泵,抽气器与这些部件之间的连接管道和附件,以及带动泵所需的动力机械统称为凝汽设备.它以水为冷却介质,在汽轮机装置的热力循环中起着冷源的作用,用以降低汽轮机排汽压力和排汽温度,从而提高循环热效率.但汽轮机的排汽压力并不是在任何场合下任意降低都是有利的,而是需要考虑到制造成本,整套凝汽设备的基本投资及运行费用等因素.
二真空的形成
汽轮机排汽的凝结是排汽在凝汽器内受到冷却水的冷却而得到的.由于蒸汽在凝汽器内边到冷却,凝结成水以后,体积遽然缩小,压力降低,为原蒸汽所占据的大部分容积就形成真空.（在凝汽器内蒸汽比水的体积约大三万多倍）
三、凝汽器的任务
凝汽器的任务有两个，一是在汽轮机排汽口造成高度真空，使进入汽轮机的蒸汽在汽缸内膨胀到远低于大气压力的压力，使蒸汽所含的热量尽可能多的转变为机械能，以提高汽轮机的工作效率；二是将汽轮机的排汽凝结成水，使工质反复循环作用，而且这种凝结水的品质纯净，最适应宜做为锅炉给水这用，使锅炉的给水得以保证。
四、影响凝汽器真空因素有
凝汽器结构和管材；凝汽器严密性；循环水冷却水量；冷却水温；抽汽系统运行状况及能力等；在设计制造环节中已确定，而循环水温则受气候和环境因素影响，管道结垢，漏空气，循环水量则受安装运行的影响。
真空问题是一个较复杂的问题，即使避开设计，制造原因，它与运行调整和检修维护有直接关系。
下面我们就循环水系统，热力疏水系统，凝汽器清洁度以及真空系统严密性对真空的影响进行分析
第三章、循环水系统及加热器疏水系统
循环水泵主要用来向凝汽器供水，以冷凝进入凝汽器中的排汽，因此循环水泵的容量选择与凝汽器的凝汽量和其他辅机的用水量有密切的关系，正常支运行中，凝汽器内实现着稳定、平衡、连续的热交换过程，汽轮机每一时刻的排汽在凝汽器中凝结成水，而凝结过程所释放的热量则被循环水吸收对应不同的热负荷和冷却水温度，其最佳冷却水量也不同。
一、倍率对凝汽器真空的影响
凝汽器真空与循环水量（循环倍率）很大的关系，循环倍率═w/Dn即凝结单位蒸汽量所需消耗的冷却水量。
由公式可知，循环倍率值越大，循环水温升越小，凝汽器就可得到较低的压力，既凝汽器真空就会越高。
所消耗的循环水量就越大。
当循环水量一定时，冷却水温升与凝汽器内的蒸汽负荷成正比。
也就是凝汽负荷越低，冷却水温升减小。
运行中，由于汽轮机的排汽量决定于外界负荷的大小，运行人员是不需要控制的，因此控制冷却水温升的办法主要是改变供给凝汽器的冷却水量。
二、循环水系统中存在的问题
循环水量直接影响汽轮机排汽的凝结，凝结的过程又影响到凝汽器的真空，大坝电厂#1-#4机组均采用源江48P-30定速不可调叶片的循环水泵，其中#1、#2机循环水泵设计扬程为21.5m，设计流量为18000m³/h配用电动机为湘潭电机厂生产的YL1600-16/2150型电机，其额定功率为1600KW，额定电流为200.5A额定效率为85%,额定转速为370r/min,,#3#4循环水泵设计扬程为22.6，流量为16956m³/h循环水系统采用多元制，闭式循环方式运行。
该种循环泵的特性在运行中无法改变，机组在正常支运行时，循环水泵的流量是一定的。
多年来冬夏季均采用双台泵支运行方式，循环水泵实际运行工况与设计工况点偏差较大，泵效率低下，单台循环水泵的流量为17371m³/h，距设计流量差629m³/h，单台泵效率为64.3%,距定效率差20.7%，双能源部并列运行流量为32845t/h距凝汽器设计冷却流量差4338.07t/h,循环水进出口温升12.5℃，距设计值高4℃。
特别在夏季高温时，循环水进水温度高，循环水流量不足使机组凝汽器真空偏低，这不仅影响热效率还使机组降低出力，影响企业的经济效益。
三、循环水泵的改造
为了提高循环水量，在现有条件下更换大流量水泵，即需要大量资金，且工期长，影响电厂生产同时电量也将大幅上升不利于电厂的经济运行。
因此，通过对循环水泵关键部位进行技术改造，达到提高循环水泵运行效率是最好的改造方案。
大坝电厂针对#2机组两台循环泵的实际情况采用先进的水力模型，把泵壳流量效率的匹配关系调整到最佳。
使水力损失最小，并采用叶轮铸焊生产新型高效水泵叶轮高新技术，使循环水泵取得最佳性能和效率，从而提高循环泵流量。
据大坝电厂生技科提供的数据#2机循环水泵改造后，单泵运行时流量达到21000t/h左右，双泵运行时总流量要达到37000t/h，单泵运行时效率达到80%左右，电机功率不超过1600KW。
循环水温降到设计值，凝汽器真空提高到1.3Kpa左右。
四、热器的作用
加热器是现代火力发电厂中用来提高经济性的热力设备，它是利用汽轮机内作过部分功的蒸汽，从汽轮机的抽汽口抽出一定的数量，引入加热器内加热成凝结水和给水，提高锅炉给水温度，同时，减少进入凝汽器的排汽量，从而减少热损失，提高真空，节省燃料的消耗，提高了火力发电厂的热泪盈眶经济由于热力系统的运行方式导致各加热器和系统大量疏水或蒸汽直接排入凝汽器，使凝汽器热负荷增大，从而影响机组的真空。
五、大坝电厂加热器的概术
大坝电厂#1-#4机均设有三台高压加热器，I期#1高加型号为JG810-I型式卧式单列管，加热面积为810m²，#2高加型号为JG1100-I型卧式单列管，加热面积为1100m²，#3高加型号为JG830—I型卧式单列管，加热面积为830m²，#1#2#3高加疏水为逐级自流。
设有四台低加，#5低型号为JG550I—I型卧式单列管，加热面积为550m²，#6低加型号为JG580-I型卧式直管，加热面积为580m²，#7低加型号为JG580—I型卧式单列管，加热面积为580m²，#8低加型号为JD262—I型卧式直管，加热面积为2×260m²。
Ⅱ期：
#1高加型号为JG—1025—1—3，加热面积为1025m²，#2高加型号为JG1100—I型卧式单列管，加热面积为1100m²，#3高加型号为JG—885—1—1，加热面积为885m²，#1#2#3高加疏水为逐级自流。
设有四台低加，#5低加型号为JD540—1，加热面积为540m²，#6低加型号为JD420—1型卧式直管，加热面积为420m²，#7低加型号为JD689—2型卧式单列管，加热面积为689m²，#8低加型号为JD822—2型式为卧式直管，加热面积为822m²。
以上加热器均为表面式加热器，在表面式加热器中，汽水两种介质之间的热量传递是通过金属来实现的，汽轮机抽汽在加热器中凝结放热，热量通过受热面金属壁传给管内的主凝结水或锅炉给水。
大坝电长的高、低加疏水在正常情况下均采用疏水逐级自流的连接系统，将加热器的疏水逐级自流到下一级的加热器中，而最后流入凝汽器中。
#1—#4机均设有一台除氧器。
I期除氧泵型号为GC—1000型，恒速喷嘴填料式卧式，额定出力980t/h，最高工作压力0.78Mpa,最高工作350℃温度，最高出力1080t/h，Ⅱ期除氧泵型号为CC—1080型，卧式，额定出力1060t/h，最大出力1060t/h，最高工作压力0.78Mpa最高出水温度174.5℃。
除氧器为混合式加热器，在加热器中汽水两用人才种介质直接接触。
六、加热器及疏水系统的不正常
大坝电厂I、Ⅱ期高加疏水均有三路：
正常运行时排致除氧器，异常运行时排致高加紧急疏水扩容器，直接排至凝汽器，而直接排至凝汽器很少采用。
这样虽然减少了排入凝汽器的热负荷，但低加空气管道泄漏以及I期#7#8低压加热器疏水不能按设计逐级自流均走辅助调整门直通凝汽器，使得凝汽器热负荷增加，造成真空下降，影响机组经济性。
此外，由于在正常运行中管道疏水阀泄漏，虽然经扩容器减温减压后才排入凝汽器，但也增加了凝汽器的热负荷，如果扩容器压力调整不好，有可能使空气漏入凝汽器，造成真空下降。
还有汽封加热器，低压加热器时常出现无水位运行，凝结水再循环门关闭不严等问题，使部分抽气及被加热的凝结水进入凝汽器，其放热造成凝汽器热负荷增加，影响真空。
解决问题的办法是：
加强对抽汽回热系统原运行监视和对疏水阀检修维护，减少泄漏量。
轴封间隙要调整适当，运行时加强对轴封压力的调整，回热抽汽系统的所有阀门要作好装前检修工作，尽量使机组按设计要求运行，完善改进热力疏水系统，减少疏水扩容器连接排放点，运行人员加强对疏水扩容器的检查，使之保持一定的压力，避免压力高时漏入凝汽器的蒸汽量增加，压力低时，空气漏入凝汽器。
第二章凝汽器钢管清洁度
凝汽器是由许多钢管组成的管式热交换器，钢管内流过冷却水，管外流过汽轮机排汽，由于冷却水的污染变脏是不可避免的，因此凝汽器冷却面脏污是凝汽设备工作恶化最常见的原因，凝汽器传热面的结垢和污染使传热系数降低，从而使凝汽器端差增大，真空下降。
大坝电厂循环水采用闭式循环，这样，水中的泥沙、有机物以及杂质成了外部主要的污染源。
同时，水中的垃圾吸在滤网上不宜冲掉，增加了水阻力，影响了循环水泵正常工作，还有一些杂质从滤网的缝隙钻入系统附着在凝汽器钢管上，减少了冷却面积，影响了机组真空，因此，对水中垃圾应及时清理，同时采用滤网和凝汽器反冲洗装置。
在大坝电厂正确使用胶球清洗装置是非常重要的。
一、自动清洗系统
胶球自动清洗系统的工作程序是：
启动胶球泵把集球箱内的胶球连同冷却水一起打入循环水的入口管。
胶球在主循环水压力作用下，打入凝汽器的冷凝管，胶球在冷凝管内跳动碰撞和冲刷，从而达到清洗冷凝管内表面的目的。
而后，球从后水室流出并进入置于出水管上的收球网，进入胶球泵的入口继续参加循环。
为了保障胶球主顺利地通过冷凝管，常在进球队管的前面的主循环水管上加装二次滤网。
它的作用是净化循环水，循环水进凝汽器之前，先经过蝶阀，在它半开情况下循环水以切向方向旋转到二次滤网内，把杂质排出，经二次滤网通进入凝汽器的循环水将不致影响胶球的顺利清洗。
胶球一般采用海绵球，直径比钢管内径大1—2mm由于海绵孔在水中吸水，使湿态下的海绵球密度在0.985—1.015g/cm³，与水的密度差不多，胶球可在水室内随意平衡，从而使冷凝管都有进球球的机率，循环胶球的数量是一个流程中冷凝管的10%，胶球泵可选用流量为80—200m³/h，扬程为5—15m，功率为3—5KW的离心泵。
集球室是添球和取球装置，其容量不小于10L，收球网是胶球清洗系统工程中的关键性设备，对蝶形收球网，其孔口总面积取出水管截面积的1.5倍，张开后的夹角为60度，正常运行与水流平行。
二、球系统的改造
我厂的#3#4机组胶球系统因设备原因，长期不能正常投运，造成凝汽器无法在运行中清洗严重影响机组的安全、经济运行。
#3机组胶球系统于2003年9月进行了改造。
经过多年的检修确认，胶球系统存在胶球收球网网板夹角太大，收球网下环板太宽，胶球泵安装位置高于收球网胶球引出口，系统管路布置不合理等问题，造成胶球无法正常运行。
根据存在的问题，选购胶球系统布置进行了优化改造。
改造后设备系统特点：
1、胶球收球队网网板夹角为40度，在筒体高度与原收球网相同的情况下，网板长度由原来的1300mm，增加到1900mm，网板长度增加3600mm,使网板更陡，便于胶球向胶球引出口流动。
2、胶球收球网下环板宽度由原来的300mm减小到30mm，使网板更加靠近胶球引出口减小了胶球引出口外的水力冲击，增加了胶球引出口的吸力，便于胶球的回收。
3、将胶球泵安装在收球网下部，零米平台下2m处，满足了胶球网引出口管高于胶球泵入口且标高2m，不大于泵的吸上真空高度7m水柱的要求。
有利于胶球可靠的工作。
4、胶球室出口分两路进入循环水入口管，管路深入循环水内部400mm加装弯头，弯头朝向循环水来水，便于胶球扩散后均匀进入凝汽器。
5、胶球系统合理布置，使系统单侧管路从原40m左右减少到15左右，系统单侧弯头从原16个减少到11个。
系统管路及弯头大大减少，使阻力减小，便于胶球回收。
6、胶球系统收球网执行机构装球队室切换阀，系统球阀全部更换为电动执行机构并安装胶球程控装置，使胶球系统实现了程控投运。
7、胶球系统加装隔离门可以实现在机组运行中又对胶球系统设备进行检修。
经过以上改造及设备调式后，胶球系统达到了设备完好，系统布置合理，管路阻力小，便于胶球回收，程控投运完好，系统投运简单方便等目的，改造后系统投运工作量大大减小从原来投运时每个阀门，收球网、装球室，切换阀，胶球泵等烦琐的手动操作过程变为了只对一个程序运行按钮进行操作，即可实现系统的运行，#3机胶球系统改造至今系统投运正常，胶球收球率达到了98%以上，达到了优良，满足了机组运行中对凝汽器进行清洗的要求，提高并保证了凝汽器的换热效果，夯实了机组安全经济运行基础。
#3机组胶球系统改造后收球率情况表二
月份
项目
一月
二月
三月
四月
五月
六月
七月
八月
九月
十月
甲侧
0
0
0
0
0
99.26
99.6
乙侧
48.45
64.2
58.35
47.52
64
98.25
99.1
第五章凝汽器的检漏
运行中汽轮机凝汽器最常遇到的故障之一，是凝汽器的铜管泄露。
由于铜管的泄露，将使含有杂质的冷却水进入凝汽器的汽侧，混入洁净的凝结水里，这种有杂质并夹带有空气的冷却水混入凝结水，一方面会使凝汽器的真空恶化，另一方面会在锅炉受热面上结垢，恶化传热，其后果不仅影响汽轮机和锅炉设备的经济性，甚至会威胁它们的安全性可靠性。
因此，我们必须经常监视凝汽器的严密性，确保机组的安全经济运行。
一、空气对凝汽器真空的影响
凝汽器的空气主要是通过汽轮机设备中处于真空状态下的低压各级与其相应的回热系统，排汽缸、凝汽设备等严密处漏入的，还有新蒸汽进入汽轮机时也可能带进来极少量的不凝结气体。
设备真空严密性好时进入凝汽器的空气量不到排汽量的万分之一，它虽然很小，但危害很大，主要危害有以下三种：
（1）漏入空气量增大，使空气分压力升高，从而使凝汽器真空降低；
（2）空气阻碍蒸汽凝结，使传热系数K减小，δt增大，从而使真空下降；（3）凝结水过冷度增大。
凝结水温度低于凝汽器入口压力对应的饱和温度的现象称为过冷度现象，两者的温度差称为过冷度。
二、凝汽器的检漏操作
在发电厂中对运行中或停机后的凝汽设备和系统使用较多的检漏方法是鸡毛法，薄膜法，静水压等方法，如果在运行中，凝汽器真空降落的速度非常缓慢，运行人员并能认定只是管口一些细小的针孔状的泄漏时，可不必停机检修，可在运行中消除。
消除的方法是在冷却水进口掺入一些木屑，木屑进入水室里，在泄漏处受到汽室真空的吸引而将针孔堵塞等有短时间停机的机会时，再将有损伤的铜管两端用木塞，在检修机组时尽可能将损伤的管子抽去更换新管，同时应当将损伤的原因查明长设法消除。
如果运行时凝汽器真空的降落速度较快，对于对分式的凝汽器则可以降低机组的负荷，停用一半凝汽器打开水室，用点燃的蜡烛火逐次靠近各管口，由火炎被吸引来判断凝汽器的渗漏情况，这就对继续维持机组的运行，必须停机打开凝汽器水室，在凝汽器的汽室里灌满水，从管板处观察管口听渗漏处的痕迹，来判别管子内流出，就是在管子的全长或局部有破裂损坏。
以上方法虽然在发电厂中普遍应用，但大坝电厂机组容量为300MW，比较高，用这些方法可靠性差，费时间，胀口处细小的渗漏不易查明。
我厂一般采用的氦质谱查仪为德国制造的UL200型氦质谱查仪。
它的检漏原理为负压采样，即在真空系统可能泄漏处喷少量氦气，若该出泄漏的大小。
三、具体漏点举例
根据电力工业技术法规中对真空严密性标准试验规定，在进行真空严密时关闭抽气器的空气门，80%—100%负荷下在3—5分钟内真空下降的速度不大于0.4pa/min，现对大坝电厂#2#3#4机进行查漏，#2机发现了35个漏点，#3机发现了16个漏点，#4机发现了44个漏点具体漏点部位如下表：
序号
部位
漏率
漏点性质
1
I低压缸后汽封
2*10e-9
大
2
I低压缸前汽封
7*10e-9
大
3
中压缸后汽封
2*10e-9
大
4
A小机前汽封
4*10e-9
大
5
B小机前汽封
2.5*10e-9
大
6
Ⅱ低压缸后汽封
7*10e-9
中
7
Ⅱ低压缸前汽封
6*10e-9
中
8
低压缸安全门（北）
3*10e-9
中
9
低压缸安全门（南）
2*10e-9
中
10
低压缸安全门（北）
2*10e-9
中
11
A小机后汽封
8*10e-9
中
12
B小机前汽封
5*10e-9
中
13
B小机安全门
5*10e-9
中
14-18
低压缸结合面，焊缝、喷水法兰有五处漏点
3*10e-93.5*10e-9
中
19
凝汽器西侧喉部（北）
1*10e-9
中
20
凝汽器西侧喉部（南）
3*10e-9
中
21
凝汽器北侧喉部（东）
6*10e-9
中
22
凝汽器北侧喉部（西）
1*10e-9
中
23
凝汽器西侧喉部大焊口
2*10e-9
中
24
凝汽器补水旁路上弯处
1*10e-9
中
25
回收水箱新加管道
4*10e-9
中
26
A凝泵盘根
2*10e-9
中
27
B小机排气管法兰
6*10e-10
小
28
低压缸结合面
（1）
6*10e-10
小
29
低压缸结合面
（2）
6*10e-10
小
30
低压缸焊缝
6*10e-10
小
31
低压缸法兰
6*10e-10
小
32
凝汽器东侧喉部（南）
8*10e-10
小
33
凝汽器东侧喉部（北）
7*10e-10
小
34
#8低加疏水管放水
8*10e-10
小
35
高扩至凝汽器管道
6*10e-10
小
#2机漏点表三
#2机检漏前真空为77kpa,经过对部分漏点堵漏后，提高真空2kpa,经3分钟严密性试验真空下降8kpa,平均每分钟下降2.1kpa/min,比堵漏前每分钟下降3kpa/min，有所提高，虽没有达到部颁标准，但是从堵漏后提高真空2kpa来看，大大提高了机组经济效益。
#3机组漏点表四
序号
漏点部位
氦漏率（毫升/秒）
漏点性质
1
甲小机后轴封
1.4
小
2
甲小机排汽温度座西侧
1.2
小
3
甲小机汽缸垂直中分面东侧销子
2.6
小
4
甲小机汽缸垂直中分面西侧销子
6.5
小
5
乙小机排汽温度座西侧
1.8
小
6
乙小机汽缸垂直中分面东侧销子
3.5
中
7
乙小机汽缸垂直中分面西侧销子
6.8
小
8
低压缸调速端西侧排汽温度就地测点
890
大
9
低压缸电机端西侧排汽温度就地测点
23
中
10
低压缸调速端东侧压力测点
23
中
11
低压缸顶部南侧防暴门上部
15
中
12
低压缸顶部北侧防暴门上部
6.2
小
13
低压缸后轴封上部手孔盖
2.4
小
14
低压缸后轴封
3.0
小
15
A真空泵真空表阀门接头沙眼
780
大
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