国产600MW机组典型汽机事故汇编DOC.docx

1、国产600MW机组典型汽机事故汇编DOC国产600MW机组典型汽机事故汇编1. 发电机消泡箱溢油1.设备简介 密封油密封瓦为双流环式密封瓦，系统分空侧密封油和氢侧密封油两个部分，空侧油设有空侧密封油箱和一台空侧交流油泵、一台直流油泵，氢侧油设有氢侧密封油箱和两台空侧交流油泵，氢侧密封油箱顶部和底部装有4支针阀，用于运输或紧急情况下限制氢侧油箱的排油阀或补油阀工作，密封油系统投入运行时，均应完全打开。2.事件经过03年10月16日机组调试时为处理1号机组密封油备用压差阀无法自动跟踪问题，9：40施工单位办理“密封油备用压差阀”检修工作票，17：10工作结束。在此期间，为配合DEH仿真试验，9：5

2、1启动密封油高压备用油泵运行，10：11启1A EH油泵运行，17：05启交流润滑油泵运行。18：07 CRT画面发消泡箱油位高报警；19：15运行人员检查发现就地发电机检漏仪有油滴出，密封油氢侧回油箱满油，就地检查发现高压备用密封油泵至密封油手动门关闭，发电机密封油备用压差阀前后手动门开启，就地悬挂的“禁止操作”牌被弃置一边，立即关闭密封油备用压差阀前手动门，启动氢侧密封油泵强制排油，5分钟后，氢侧回油箱油位降刻度50，停泵。同时联系施工单位进行排油处理。19：35从发电机出线端检漏仪排出油4.5桶，机侧检漏仪排出油0.5桶，打开发电机底部放油没有油放出。3.原因分析3.1发电机密封油备用压

3、差阀入口门开启是造成发电机消泡箱溢油的直接原因。密封油备用压差阀没有经过调试整定，处于不可投运状态，无法起到正常调节左右；3.2当时发电机内部无风压，交流润滑油泵处于运行状态，低压油通过尚未整定好的密封油备用压差阀进入密封瓦使密封油氢侧回油量增大，氢侧回油箱满后很快充满0.1M3的消泡箱并越过迷宫式档油板和转子之间的间隙进入发电机内部；3.3密封油氢侧回油箱上下四个强制手柄，在系统投运时应保持处于完全松开状态，以保证浮子调整阀的正常工作，当时密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，使得氢侧回油箱油位高甚至满油后，排油不畅，使得油位继续升高，造成消泡箱进一步满油。4.吸取的教训4.1密封油

4、氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，是造成发电机进油的根本原因，在工作票办理过程中存在漏洞，施工单位在办理与运行设备相关联的设备检修开工时，未进行现场监督，工作票终结未到就地核实验收，把关不利；4.2监盘不够认真，发生消泡箱油位信号后未能及时发现，直至就地巡检才发现，延误了异常事件的处理时机；4.3由于试行主副值值班，当班制采用人员轮换制，使监盘人员不能连续掌握整个系统运行的全过程，不能及时统筹考虑目前运行系统的状况，造成监盘针对性不强； 4.4正在调试或调试过程的缺陷处理，必须由调试单位认可，并完成对缺陷设备检修的处理要求，由值长统一下令执行。2. 疏水门内漏造成低真空保护动作跳机 1.

5、设备简介 机组热力回热系统设计为“三高四低一除氧”配置，加热器疏水采用逐级自流，高加疏水进入除氧器，低加疏水回到凝汽器，各加热器的危急疏水通过机组疏水扩容器排入汽轮机凝汽器；各台高加的连续排气接到除氧器，低加的连续排气接到凝汽器。2.事件经过：03年10月24日机组负荷120WM，电泵运行，1A、1C真空泵运行，低加、高加投入运行，1E磨运行。 1：06发现高压缸上下缸温差有上长趋势，280/317，t为37；1：37机组升负荷至120WM；1：41高压缸上下缸温差为274.5/317.1，t为42.6；由于高加冲洗危急疏水直接排至凝汽器，经现场分析认为高加运行即1、2抽投入使得高压下缸通流量

6、增大，使得高压缸下缸进一步被加热是影响高压缸上下缸温差增大的主要原因。1：50 开始逐渐关闭1号、2、3高加抽汽，退出高加运行。2：05发现凝汽器真空下降，至-85Kpa运行人员手动开启1B真空泵不成功，2：07施工单位处理好1B真空泵后，启动成功，真空回升；2：10低真空保护动作停机。3.原因分析：3.1经现场查找，发现高加退出运行后，虽然#3高加正常疏水到除氧器电动门、调整门关闭，但其后手动门处于开启状态，存在内漏现象，当#3高加内部压力为零时，在当时除氧器压力为零，其排氧门在开启的状态下，空气经#3高加正常疏水进入凝汽器,造成凝汽器真空破坏，引起保护动作停机；3.2当真空降到-85Kpa

7、 1B真空泵未联启，手启也未成功，虽后来经就地配电室开关保护复位启动成功真空回升仍然造成保护动作，是造成停机的又一重要原因。4.吸取的教训：4.1利用组消缺时间对3号高加正常疏水电动门进行处理，保证其严密性；4.2现在低真空联起备用泵的压力测点分别取自运行的两台真空泵入口真空变送器，当两台真空泵入口真空都低于-85Kpa时才联启第三台真空泵，而实际上凝汽器真空与真空泵入口真空是不等同的，原设计上凝汽器真空未设计到DCS的变送器，只有压力开关，真空泵联锁无法直接取自凝汽器真空。应当加装凝汽器用于真空泵联锁的变送器或压力开关，保证联锁的可靠性；4.3 DCS画面上报警不能立即显现，需进一步完善；4

8、.4在主要画面上增加凝汽器真空画面监视点；4.5真空泵过电流保护频繁动作，其保护整定值与启动电流太接近，电气对保护值进行修正； 4.6在除氧器加热蒸汽压力为零时，退出高加前先将#3高加疏水倒到危急疏水，然后关闭#3高加正常疏水调门后手动门； 4.7机组运行期间，除氧器加热蒸汽压力最低整定压力为0.0149MPa，避免无压运行。3. 电泵前置泵入口安全门漏 1.设备简介 机组的给水系统采用2台50%BMCR的汽动给水泵组和1台30%BMCR的电动调速给水泵组。正常时，二台汽动给水泵并联运行满足机组带额定负荷要求。单台汽动给水泵运行，可供给锅炉60%BMCR的给水量。一台汽动给水泵和一台电动给水泵

9、并联运行，可供给锅炉90%BMCR的给水量。为防止给水泵出口或减温水管道逆止门不严，造成高压水串到低压管道，造成低压管道超压，在设计上三台给水泵的前置泵入口管道均设有安全阀。 2.事件经过03年12月14日1号机组带负荷600WM，两台汽泵运行，电泵备用，除氧器水位2563mm,除氧器压力0.73MPa。20：30 运行值接设备维护汽机点检专业“1号机电泵前置泵泵体补焊隔离措施”；隔离前电泵处于备用状态：出口门、进口门、再循环调门及至除氧器水箱电动门在开启，再循环至除氧头电动门在关闭，出口旁路调节阀在关闭，勺管在10，增压级出口门在关闭，给水系统电泵中间抽头至再热减温水母管有逆止门，增压级出口

10、至过热器减温水母管有逆止门，出口至给水母管有逆止门。20：50运行人员开始按工作票要求的措施进行隔离，就地关闭中间抽头手动门，电泵入口加药门。20：53运行人员关闭电泵前置泵入口门，20：54关闭电泵出口门及旁路副阀，20：55开始关闭再循环调节门及至除氧器水箱电动门，此时压力升高到1.26MPa,就地检查发现地沟有蒸汽反倒出，检查为电泵入口安全门起座（动作设定值为1.8MPa），怀疑电泵中间抽头至再热减温水母管逆止门，增压级出口至过热器减温水母管逆止门，出口至给水母管逆止门有内漏。21：00开启电泵入口门，就地检查正常，电泵入口安全门回座，巡操就地手动压紧出口门电动门、增压级电动门、抽头手动

11、门、出口旁路电动门。21：08关闭电泵入口电动门，就地检查正常，并手动压紧入口电动门。3.原因分析 3.1电泵作备用状态，其出口门及旁路电动门保持全开，勺管保持10开度，增压级后电动门及旁路调整阀在关闭状态，从上面经过分析看，电泵出口逆止门存在漏流现象，在做备用状态时，一部分高压水串流至低压侧，由于前置泵入口门及再循环均接至除氧水箱且完全开启，压力未有明显升高现象，同时说明漏流量不是很大，不足以使给水泵倒转； 3.2由于存在漏流现象，一部分水流从给水泵高压侧经由低压侧进入除氧水箱，运行人员在进行措施隔离时，首先关闭给水泵入口门，造成压力开始由0.93MPa,突升至1.0MPa,在入口门关闭的同

12、时又关闭了电泵出口门，使得流动水流在入口门关闭时产生的水锤压力曲线与关闭电泵出口门产生的水锤压力曲线在管道内相互作用，导致压力直线上升，引起系统压力突变。从飞升的压力看，逆止门漏量不是很大，介质流速也不是很快。4.吸取的教训4.1电泵出口逆止门存在一定的漏流现象，利用检修机会，对内漏阀门进行检修处理。4.2运行人员在操作上未按照先隔离高压侧，在隔离低压侧的原则进行操作，违反操作顺序，暴露出运行人员对基础操作原则缺乏实质性的认识，操作存在随意性；运行操作要严格执行运行规程和安规、反措的要求，避免操作的随意性。4.3入口安全门整定值为1.8MPa,实际动作值为1.26MPa，安全门整定不准，需对安

13、全门整定值进行重新整定；4.4加强运行人员对运行规程的学习和基本操作技能的培训，提高对系统的认知水平。4.5操作前高岗人员要对操作人员进行交底和指导，操作过程中要利用DCS上的趋势图对系统的变化加以分析，避免盲目操作。4.6针对此事，举一反三，加强对备用设备隔离、设备切换、试验等工作的风险预控，提高安全意识，防范意识。4. 1A凝结泵电机下轴承损坏及低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口开裂 1.设备简介 每台机组配备两台100 %容量的凝结水泵，1台运行1台备用。凝结水泵为立式双壳体结构，叶轮为闭式并同向排列,首级叶轮为双吸型式,泵本体设有平衡机构和推力轴承，转子轴向力自身平衡。电动机为空水冷式

14、电机，电机不承受泵的轴向推力。 2. 事件经过：1号机组CD、EF层共六只油枪,机组处于暖管阶段,主汽压力3.5MPa,温度340，高旁开度15%,低旁开度50%;除氧器水位2700mm,除氧器30%、70%调整门开度均为0%,凝结泵所带主要用户为旁路三级减温水,凝结水最小流量阀投自动;1A、1B循环泵运行;1A凝结泵运行, 1B凝结泵备用,主机处于盘车状态。12：10 汽机冲转参数满足，请示调试人员准备汽机冲转；12：20调试所热控人员通知因汽机ATC逻辑修改后要进行1汽机ATC修改逻辑上传，并交待有可能会影响到机组真空泵正常运行，调试所机务人员同意其进行；12：24发现DCS给水泵系统、真

15、空系统、循环水系统等画面测点及参数、设备及阀门状态变红消失，两台循泵出口门反复开关，手动将1A循泵出口门开启；12：30 1号炉MFT，首出是“燃料丧失”，OFT发出，调试所人员交待原因为上传逻辑时导致燃油跳闸阀失电关闭，立即关闭所有油枪手动门，炉膛吹扫后减小炉膛通风量，锅炉停止排污；12:31 DCS画面恢复正常。当时1A循泵出口门由于运行人员人为干预使其正处于开启状态, 而1B循泵出口门因无法操作，DCS画面恢复正常时正处于关闭状态,因而保护动作跳闸。12：34 汽机巡操员在0米补氢时听见突然有异常声音，立即检查发现1A凝结泵电机下导瓦冒烟并有火花，就地按事故按钮紧急停泵并同时汇报值长和主

16、值。主控值班员立即启动1B凝结泵，管道振动较大，检查发现低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口裂开，漏水量大，紧急停止1B凝结泵。就地检查发现1A凝结泵电机下导瓦油挡烧坏,轴瓦处轴径变黑。12：48 关闭凝结水杂用水总门并停电，启动1B凝结泵，隔离1A凝结泵做检修措施（测量1A凝泵电机绝缘合格）。3.原因分析3.1 1A凝结泵电机下导瓦损坏分析 从DCS追忆分析, 11:54之前 1A凝结泵电机下导瓦温平稳地维持在51,在11:54为61.965至11:57瓦温逐渐升高到77.535,从11:57至12:05下导瓦温稳定在77.535,在此阶段凝结泵流量、出口压力、电流、凝结泵最小流量阀开度均处于

17、稳定状态;12:05凝结水流量增大,最小流量阀由92%开始关小,12:06凝结水流量减小, 最小流量阀未能及时响应继续保持关小趋势,12:07电机下导瓦温开始爬升至12:08升高到88.10并保持短时间稳定,12:10凝结泵最小流量阀关至59.67%开始开启,12:11凝结泵电流有一尖峰突变, 电机下导瓦温又开始较快爬升,至12:24DCS画面死机电机下导瓦温升高到190.777,并继续保持爬升趋势,12:24-12:31DCS记录失忆;12:31DCS画面恢复显示有凝结水流量到零现象,至12:34电机下导瓦温升高到285。点检人员10:10就地测试电机下导瓦温瓦温为47。分析认为:1）电机下

18、导瓦本身存在设备缺陷问题,在经过一天运行后缺陷加剧引起导瓦损坏;2）电机下导瓦最初缺陷初期并未引起导致致命损坏,其损坏存在一个逐渐发展扩大的过程;3）在凝结水流量变化的过程中,凝结泵最小流量阀不能及时响应,导致凝结泵工况发生变化,破坏了电机下导瓦暂时稳定的状态,加速了下导瓦的损坏;4）上传逻辑时导致凝结水再循环突然关闭,进一步加剧了下导瓦的损坏,从而最终导致下导瓦的烧坏。3.2三级减温水管道与支吊架连接焊口裂开分析 12：34 1A凝结泵电机下导瓦冒烟并有火花，就地按事故按钮紧急停泵后,由于凝结泵联锁未投入,1B凝结泵未联启,主控值班员手动启动1B凝结泵，造成瞬间水击,引起管道振动，导致低旁三

19、级减温水管道与支吊架连接焊口裂开。4.吸取的教训4.1 1A凝结泵电机下导瓦未设报警,当瓦温升高时未及时发报警,运行人员未能及时发现瓦温升高现象; 完善DCS系统重要设备及重要部件报警;4.2 运行监盘人员存在一定麻痹情绪,因为1A凝结泵已运行一天,状态一直很稳定,而且未暴露明显缺陷, 运行监盘人员存在一定麻痹情绪; 提高对运行设备缺陷暴露周期的认识,加大对新设备的检查和监视力度,提高运行及维护水平;4.3最小流量阀调节品质不理想,调节惯量过大,响应特性迟缓; 完善最小流量阀调节品质,在未完善之前,凝结水系统流量有较大波动,在最小流量阀自动跟踪迟缓的情况下,应解除最小流量阀自动,手动调整;4.

20、4凝结水系统管道布置弯头太多,导致凝结水沿程阻力太大;4.5凝结水系统支吊架设计和安装存在一定缺陷,而且部分采用焊接硬支撑,无法减缓和消减管道振动; 取消凝结水固定焊接支吊架,并建议设计院完善凝结水系统支吊架布置方式;4.6 循环泵出口门关闭时,压力最高达到0.24MPa,说明其出口门几乎关闭,但没有回到0位,严重影响了循环泵的安全运行。增加运行中出口门关失电停泵的保护。4.7离线传输逻辑或AP必须履行审批手续,并制定可行的防范措施。5. 测温端子松动造成循环水泵跳闸1. 设备简介每台机组设有德国KSB生产的两台50容量的循环水泵，循环水泵设有如下保护：1）旋转滤网后水位低于6.0m，延时2秒

21、；2）该台循环水泵运行60秒且出口压力高于0.2MPa；3）推力轴承温度大于105，延时2秒；4）导向轴承温度大于105，延时2秒；5）B循环水泵出口蝶阀开度90%且关闭且泵在运行;6) B循环水泵出口蝶阀失电。2. 事件经过：04年8月21日20：00，1A循环水泵试运中跳闸。跳闸前1A、1B循环水泵正在进行8小时试运，1A循环水泵已连续运行5个小时，CRT上各温度如下：名称电机线圈温度1电机线圈温度2电机线圈温度3电机线圈温度4电机线圈温度5电机线圈温度6电机导向轴承温度电机推力轴承温度温度868686858887878220：00，电机导向轴承温度突然从87突升至109，就地报告1A循环

22、水泵跳闸，CRT上出现报警信号。立即配合调试查找原因，并通知设备维护人员与西门子厂家，检查是否为DCS通讯方面故障，同时通过温度曲线和事故追忆查找跳闸原因。从温度曲线上看在1A循环水泵跳闸时电机导向轴承温度一共出现了两次突升，两次间隔在9秒左右，第一次时间为19：59：45，最高温度97，第二次时间为19：59：54，最高温度109。这两次温度突变从正常运行温度达到峰值温度的时间均为23秒左右。在事故追忆中查到，19：59：44发1A循环水泵导向轴承温度报警，19：59：45发保护跳泵信号，其后在19：59：54又发了一次导向轴承温度报警。现场人员反映在1A循泵跳闸时就地并没有发现异常现象。最

23、后调试和西门子人员认为可能是该温度测点虚接，导致信号反馈异常，触发保护引起跳泵。最后经厂家提供定值，将1A、1B循环水泵电机导向轴承、推力轴承温度均改为95报警，105经2秒延时跳闸。6. 分离器水位低信号漂移造成真空异常升高1. 设备简介每台机组设有三台水环式真空泵，正常运行两台运行,一台备用。真空泵型式为二级叶轮、单吸入口、单排出口、下排式。工作水为除盐水，冷却水来自闭式循环冷却水系统。2. 事件经过： 负荷510MW， 总燃煤量192 t/h，机组真空9.5KPa。04年26日夜班，06：30值班人员发现机组真空9.8KPa且处于上升状态，值班人员立即检查真空系统，循环水系统，轴封系统，

24、凝结水系统。并未发现异常。值班人员同时联系汽机侧巡检，询问有无就地操作，得知并无任何操作。值班人员考虑真空泵的工作情况，让汽机侧巡检检查真空泵工作情况，06：45A真空泵水位低信号来，补水电磁阀开(此时机组真空达到最大，10.587KPa)，就地巡检回报，真空泵补水正常，工作正常，此时真空开始回落，06：47真空回落到9.162KPa，机组恢复正常。3.原因分析：引起这次异常的原因本班认为为A真空泵工作失常引起。从历史追忆来看，真空泵发水位低报警后，补水电磁阀打开，大约补水20秒左右就会关闭，而此次A真空泵从发水位低报警，补水电磁阀开启到关闭用了大约2分十五秒（从06：45：12到06：47：

25、27）。同时补水电磁阀开启的时候就是真空开始回落的时候。因此本班怀疑，由于A真空泵水位低报警点发生了一次漂移，导致水位处于比正常低报警值低了一些后才开始补水，这个过程中A真空泵由于汽水分离器的水位过低，导致A真空泵工作失常，真空上升。当补水电磁阀开启后，水位逐渐正常，A真空泵逐渐恢复正常工作，真空也逐渐恢复。事后关于报警点漂移和热工进行了讨论，由于真空泵汽水分离器的水位只有就地表计，无法得知当时报警值为多少，所以认为无法对此得到肯定答案。4.吸取的教训4.1设备设计或质量上存在一定问题1） 就地真空泵汽水分离器水位计目前显得偏低，不能在真空泵启动之前将水位补至较高位，造成真空泵启动因补水不及时

26、，可能会导致真空下降；2） 汽水分离器水位低报警有可能出现漂移；3） 真空泵入口处无逆止门。4.2将就地真空泵汽水分离器水位计换一个较长的，能够让运行人员将水位补到一个较高位置；4.3保证汽水分离器水位正常报警；4.4真空泵入口安装逆止门；4.5对取单一测点信号的自动和保护进行统计，对重要设备应制订出避免信号误动的防范措施。7. 循泵出口门关，循泵不停1. 设备简介每台机组设有德国KSB生产的两台50容量的循环水泵。循环水系统为开式循环，具体配置为取水明渠前池钢闸板粗拦污栅旋转滤网循环泵入口水池循环泵出口碟阀循环水地下管道凝汽器A/B侧虹吸井排水暗渠排水口，循环水泵出口门为德国阿达姆斯生产的碟

27、阀。2. 事件经过：1B循泵已启动，循环水运行正常，准备启动1A循泵； 4月10日中班恢复循环水系统。23：10左右启动1B循环水泵，运行正常，23：28启动1A循环水泵，启动正常，电流273.7A，出口压力0.11MP，就地人员检查正常。运行约10分钟后，CRT发1B循泵的震动测点的报警，观察发现，该测点再从0.044mm到0.087mm之间来回波动，报警值为0.05mm,同时循泵电机有一温度测点不断发报警，不断自动复位。但CRT显示该温度测点与其它电机温度测点处于一样的正常水平。立即叫人就地检查，同时联系热工和东北核电检查，热工了解情况后，反映，该测点在之前确是经过较整，但它的真实性还没有

28、检验。因此，他们不能肯定此测点的好坏。考虑到设备的安全和对当时的其他系统无影响，再加上与我就地人员无法很好的联系（通讯工具出现故障），值长下令停1A循泵，值班人员马上用子组停1A循泵，可在停止过程中出现了1A循泵出口门已关闭，但循泵电机不停地异常现象，值长立即下令到6KV 开关室就地打闸（CRT已无法停），值班人员立即跑到6KV 开关室，就地打闸，23：45，1A循泵停转。就地检查设备无损伤。3.原因分析 异常处理完毕后，立即联系热工和电气二次地查找原因，由于这种异常在前一天已经出现过，二次地通过试验，认为已经处理好（原因他们说不明，但他们通过做实验认为动作已经正常）。这次同样异常的出现，说明

29、没有找到根本的原因，就交付给了运行，为正常运行埋下了隐患。由于专业限制，根本原因，等待热工或二次查找。4.吸取的教训：4.1热控或电气二次发生的设备问题，经处理后，运行人员无法对其进行有效监控，以保证设备再次投入后的完好性。4.2通讯工具不能很好的投入使用，距离稍远或有山体挡住就会造成通讯困难，设备一旦出现问题无法及时联系处理，对运行带来隐患。8. 1号汽轮机主油箱内部供油管道三通开裂故障1.设备简介1号机组上汽产600MW汽轮机主油箱内部供油管道三通采用骑座式焊接三通结构。三通直径为273MM,壁厚为9MM.2.事件经过：1号主机润滑油母管油压由5月17日的0.209Mpa缓慢而均匀的下降至

30、6月28日的0.176Mpa，并进一步有下降的趋势，同时伴随着油压0.002 Mpa波动；主油泵出口油压由2.6Mpa下降至2.48Mpa；1瓦油压由0.16Mpa下降至0.145Mpa；主机油位从+15mm上升至+40mm（油质化验合格）。针对润滑油压逐渐降低，为找到油压降低的原因，在这期间采取了一系列措施从5月17日到5月30日，润滑油母管油压波动，下将趋势不太明显，我们每天进行跟踪，记录润滑油母管压力，主油泵进出口油压、隔膜阀压力、PI系统等油压。检查主机排油烟风出口管道是否堵塞，爬上汽机房屋顶查看排烟没有堵塞，排除风机烟气管道堵塞。冷油器放油阀不内漏及主机油管路系统无外漏，关小两只主机

31、冷油器放空气阀，并在就地更换上了精密压力表以监测主机润滑油压力考虑到1机组汽轮机进气方式为多阀控制，高压缸轴瓦负荷分配不均，是否影响进油量，在5月27日5月30日，进气方式改为单阀控制，油压还是波动，下降。排除了汽轮机运行方式。我们专业有人在上海出差的机会向吴泾电厂了解情况，没有发生此问题润滑油主油箱油位油5月17的15mm上升到6月15日40mm,油质化验合格。考虑到主机油位变化与主机油箱负压有关，6月15日切换主机润滑油排油烟风机。观察油压还是波动下降，排除排油烟风机，分析在系统运行的油量变少。6月15日向上汽厂发传真及电话咨询，上汽厂答复有可能是注油器喷射口（5只喷射口）堵了。考虑到油温对油压的影响，从6月16日在CRT打出的一个月油温与油压的变化曲线分析，油温对油压降低无影响。6月25日，检查1机组高压备用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止阀是否内漏，检查方法是把出口压力表拆掉，没有油流出来，确定高压备用密封油泵、