汽轮机课件(华北电力大学)

1、ST12340-1 火电厂朗肯循环示意图 1-2 蒸汽在汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能；2-3 蒸汽在凝汽器中凝结成水；3-4 给水在给水泵中升压；4-1 工质在锅炉中定压加热。（4-1+2-1 为一次再热式汽轮机在锅炉内的吸热过程）241锅 N600-24.2/566/566汽机简介超临界、单轴、一次中间再热三缸四排汽高压缸：1个单列调节级+9个压力反动级中压缸：6个压力反动级低压缸：47个压力反动级给水回热系统：3高加+1除氧+4低加末级叶片长度：1029mm保证净热耗率：7572kJ/kW.h设计背压： 双背压4.4/5.4 kPa ，平均背压4.9给水温度（TRL工况）：280.

2、8 2 50容量的汽动给水泵+35%容量的启动及备用电动给水泵机组工况的定义铭牌工况（TRL），进汽量为铭牌进汽量，此工况为出力保证值的验收工况，其条件如下：1） 额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及规定的汽水品质；2） 汽轮机低压缸排汽平均背压为11.8kPa3）补给水量为34）最终给水温度为280.85）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽6）汽动给水泵满足额定给水参数7）发电机效率98.9，额定功率因数0.90，额定氢压汽轮机进汽量等于铭牌工况（TRL）进汽量，能在下列条件下安全连续运行，此工况下发电机输出的功率（扣除静态励磁所消耗的功率），称为最大连续功率（TMCR），此工况出力为648

3、.862MW，其条件如下：1）额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质2）汽轮机低压缸排汽平均背压为4.9kPa3）补给水量为04）最终给水温度为280.75）全部回热系统正常运行，但不带厂用辅助蒸汽6）汽动给水泵满足规定给水参数7）发电机效率98.9，额定功率因数0.90，额定氢压。调节门全开（VWO）工况：汽轮机的进汽量不小于105的铭牌工况（TRL）进汽量，最终进水温度为283. 9 ， 此 工 况 出 力 为674.421MW汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时安全连续运行，除进汽量及部分回热系统不能正常运行外，最终给水温度188.7，此时机组能保证输出额定功率600MW热耗率验收（T

4、HA）工况：当机组功率（扣除静态励磁所消耗的功率）为600MW时，除进汽量以外，最终给水温度为275 热耗率保证机 组 T H A 工 况 的 保 证 热 耗 率 不 高 于 如 下 值 ： 7572kJ/(kW.h) THA工况条件下的热耗率按下式计算不计入任何正偏差值）汽轮发电机组热耗率=式中：Wt主蒸汽流量kg/hWr再热蒸汽流量kg/hHt主汽门入口主蒸汽焓kJ/kgHr经再热器的蒸汽焓差kJ/kgHf最终给水焓kJ/kgkWg 发电机终端输出功率kW采用静态励磁时所消耗的功率hkwkJikWkWgHrWrHfHtWt/)()(kWi汽轮机能承受下列可能出现的运行工况：a) 汽轮机轴系

5、，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩b) 机组甩去外部负荷后带厂用电运行时间不超过1分钟c) 汽轮机并网前能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要d) 汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80下长期运行。当超过限制值时，应投入喷水系统使温度降到允许的范围内第二章 汽轮机本体汽轮机本体包括：1. 静止部分汽缸、喷嘴室、隔板、隔板套、静叶栅、汽封、轴承、轴承座、滑销系统等2. 转子部分主轴、叶轮（或转鼓）、动叶栅、联轴器等第一节 大机组结构特点一、高中压缸采用双层缸将一定压力的蒸汽引入夹层，使蒸汽的总压差

6、、温差分别由内、外壁承担。减小单层汽缸壁厚、法兰厚度，减小热应力本图是高压缸排汽用作夹层冷却不同的冷却蒸汽决定了内、外缸的压差和温差一般汽缸都是上下缸结构，中间通过法兰螺栓连接但大机组、尤其是超临界机组高压缸为了减小热应力，采用了一些其它方式。西门子公司： 外缸为圆筒形结构；内缸有中分面，用螺栓固定；内缸受外缸约束、定位。石洞口二电厂（ABB）、元宝山电厂等内缸无法兰螺栓，而采用7只钢套环将上下缸热套紧箍成一圆筒，仅在进汽部分加四只螺栓来加强密封。同时外缸可采用较薄的法兰和细螺栓，减小对汽机启停的限制。二、高中压分流合缸优点：高温区集中在汽缸中部，夜间停机或周末停机温度衰减慢，启动热应力小，适

7、合两班制运行；两端的温度、压力均较低，从而减少了对轴承和端部汽封的影响，改善了运行条件；减少了轴承数，可缩短主轴长度。缺点：1. 高中压转子合一而变长、变粗，ncr1降低、汽封漏汽量增大，热耗增大三、低压缸采用多层缸 低压缸体积大，轴向温差大。采用三层缸，即一个外缸和两个内缸，有利于：将通流部分设在内缸，使体积较小的内缸承受温度变化，而外缸及庞大的排汽缸均处于较低温度状态，减小热变形；#2内缸两端布置有排汽导流环，与外缸的锥形端壁结合，形成排汽扩压通道，充分利用末级叶片排汽速度，提高汽轮机效率；喷水装置固定与排汽导流环出口的外缘上，当转速达到600rpm时，自动投入喷水，直到机组带上15%负荷

8、；低压缸末级处于湿蒸汽区，在末级叶片顶部装有蜂窝式汽封，用于减小漏汽并排除末级动叶甩出之水分。四、汽缸的支撑（一）猫爪支撑高、中压缸采用猫爪支撑 汽缸水平法兰的延伸面作为承力面，支撑在轴承座上。中分面支撑：在汽缸温度变化时不会影响汽缸中心线；（二）台板支撑低压缸一般采用下缸伸出的撑脚直接支撑在基础台板上，虽然它的支撑面比汽缸中分面低，但因排汽缸温度低，膨胀小，故影响不大。轴向两端预埋入基础的固定板确定了低压缸的轴向位置在两轴向定位板连线上，汽缸不允许轴向位移轴向定位板连线和横向定位板连线的交点，既是低压缸的膨胀死点五、滑销系统 保证汽缸能定向自由膨胀，且汽缸中心与转子中心一致；同时保持通流部分

9、间隙及膨胀量在正常范围。胀差：汽缸膨胀与转子膨胀之差汽缸死点转子死点LP1LP2纵销横销HI推力轴承定中心梁上汽600MW超临界汽轮机滑销系统图 汽缸膨胀测量实际上是测定前轴承箱相对于死点（基础）的移动量 高中压胀差探头位于中轴承箱 报警 -4 10.3 停机 -4.7 11.7 低压缸胀差探头位于6#轴承处 报警 -0.76 10.3 停机 -1.52 23.5六.汽阀结构第二节 叶片与叶轮等截面叶片、扭叶片喷嘴（静叶）：将蒸汽热能转化为动能；动叶：将蒸汽动能转化为机械功。围带：高压可减小漏汽，中、低压可调频（自带围带）拉金：增加刚度，调频第三节 汽封与汽封系统轴端汽封主轴穿出汽缸处的汽封隔

10、板汽封通流部分汽封叶根、叶顶汽封隔板汽封轴端汽封 “X” 腔室与轴封供汽母管相连 “Y”腔室与轴封抽汽母管相连轴封系统作用：合理利用轴封漏汽；防止空气漏入汽轮机 采用略大于大气压力的轴封供汽（具体参数见后）防止蒸汽漏入大气 采用略小于大气压力的轴封抽汽(通常维持690Pa的负压，允许范围为500750Pa的负压 ）1. 各汽源的调节阀压力整定值 高压供汽 0.0226MPa (表压） 辅助汽源 0.0261MPa 冷再热 0.0295MPa 溢流 0.033MPa在正常运行时，靠高中压缸两端轴封漏汽作为低压缸两端的轴封供汽，不需另供轴封用汽，这种系统叫做自密封系统。一般：15%负荷高压自密封；

11、25%中压、70%全自密封空低负荷时25%负荷以上时第四节 轴承一、滑动轴承油膜形成的原理油膜形成的三要素：一定的速度沿速度方向的楔形油的粘度如： 油温升高，粘度 下降，油膜将难以形成；但粘度太大，会使油的分布不均匀，增大摩擦损失 ，减小偏心距。 二、径向支撑轴承GF一旦出现扰动，则合力变为F 其中： F1=G将F2分解到沿oo1方向及其垂直方向，前者使轴回到原中心位置，而后者使轴颈绕原中心位置o涡动，经计算其涡动频率为转速的一半G为重力；F为油膜支撑的合力。 G=FFGF1F2oF2F”2F2oo1o1当： n=ncr1 时，可能产生油膜振荡油膜振荡是自激振荡，其特点为：一旦产生，将在很广的

12、转速范围内继续存在，不能通过提高转速的方法来消除。防止和消除油膜振荡的方法：增大比压；适当提高油温；增大偏心率；1. 采用多油楔瓦。轴承结构 径向支持轴承按支承方式可分为固定式和自位式两种；按轴瓦可分为圆形轴承、椭圆形轴承、多油楔轴承和可倾瓦轴承等。 一般圆筒形转子主要适用于低速重载转子；三油楔支持轴承、椭圆形轴承分别适用于较高转速的轻、中和中、重载转子；可倾瓦支持轴承则适用于高速轻载和重载转子。 可倾瓦支持轴承是密切尔式的支持轴承， 一般由35块或更多能在支点上自由倾斜的 弧形瓦组成。瓦块在工作时可以随着转速或 载荷、轴承温度的不同而自由摆动，使每个 瓦块作用的轴颈的油膜作用力总是通过轴颈中

13、心，故不易产生轴颈涡动的失稳力，具有较高的稳定性。某厂600MW机组轴承分布为： 轴承号 载荷（kN) 形式1（高压转子） 42 四瓦块可倾瓦 2 （高压转子） 57 同上3 （中压转子） 88 同上4 （中压转子） 117 同上5 （低压A转子） 289 两瓦块可倾瓦 6 （低压A转子） 292 短园瓦7 （低压B转子） 288 同上8 （低压B转子） 297 同上9（发电机转子） 376 椭圆10（发电机转子） 376 同上三、推力轴承推力轴承的瓦块第三章 凝汽设备及运行第一节 凝汽器的工作原理和结构一、凝汽设备的作用、组成 作用：1. 在汽轮机排汽口建立并维持真空； 2. 回收纯净的冷凝

14、水。凝汽设备组成：凝汽器 在较低温度下将蒸汽凝结成水；循环水泵 提供冷却用水；凝结水泵 将凝结水带走，加入循环；抽气器 将凝汽器中不凝结的空气抽出。二、空气冷却式凝汽器与空冷系统1直接空冷系统 由若干外表面整体热镀锌，套有矩形钢翅片的椭圆形钢管组成的表面式换热器主凝结区主凝结区多设计成汽水顺流式（冷凝后凝结水的流动方向与蒸汽流动方向相同（凝结约70%到80%的蒸汽）辅凝结区辅凝结区则一般为逆流式。逆流部分应保证，不会在顺流部分造成完全冷凝，以避免过冷、溶氧以及冻害的危险。 直接空冷系统的优点是设备少，系统简单，基建投资较少，占地少；缺点是运行时粗大的排汽管到密封困难，维持真空困难，启动时维持真

15、空时间较长。此种类型的机组国外单机容量已达330、665MW；我国目前也正在发展600MW机组，如内蒙上都、山西运城海勒式间接空冷系统采用喷射式凝汽器和装有全铝管铝翅散热器的自然通风冷却塔组成。系统冷却水是高纯度中性水，在凝汽器内冷却蒸汽后，除少部分到回热系统外，约98%的凝结水由冷却水泵送往空冷塔冷却，循环使用。优点：以微正压的低压水系统运行，年平均背压低，机组煤耗低；缺点是设备多，系统复杂，纯净水耗量大。哈蒙式间接空冷系统：将海勒的混合式加热器换为表面式凝汽器，将常规水冷系统的湿冷塔换为空冷塔（采用表面化热），并用除盐水代替循环水优点：节约厂用电，设备少，冷却水和汽水系统分开，冷却水系统防

16、冻性能好；缺点是空冷塔占地大，效率偏低。第二节抽气设备水环式真空泵与射流式抽气器的性能比较：1. 起动性能凝汽式汽轮机冲转前，必须依靠抽气器，在凝汽器内建立一定的真空。抽气器起动性能的好坏直接影响到汽轮机建立真空的时间。如图所示：三者在5kPa即如压力下都有100%容量的抽吸能力。但水环泵在高吸入压力时的能力较强，所以其建立真空所需要的时间较短。1水环泵 2射水抽气器3两级射汽式抽气器2. 持续运行能力 额定工况下的抽吸能力、单位耗功等指标是评价抽气器持续运行性能的关键指标。由下表可见，水环式真空泵的运行经济性明显优于射流式抽气器。真空系统第三节 多压凝汽器多压凝汽器的特点：气温高、缺水地区的

17、机组更适合采用多压凝汽器；1. 多压凝汽器可采用凝结水回热的方式来提高凝结水温，减小热耗。凝汽器的胶球清洗凝汽器严密性测试方法空气严密性空气严密性：通常在凝汽器承担80%100%负荷时，切除抽气设备，观察凝汽器真空的下降速度。对大型汽轮发电机组，真空下降速度0.13kPa/min， 优 0.27 kPa/min，良 0.67 kPa/min 不合格 某空冷机组规定，100%负荷下小于0.3mbar/min为合格，大于0.5mbar/min为不合格凝汽器检漏第四章 调节、保安及供油系统正常运行：润滑油系统的全部需油由主油泵和注油器提供。主油泵出口经油箱后：一路供给机械式超速保护装置和发电机高压氢

18、密封备用油；一路作为注油器的射流动力油。注油器出口分三路：主油泵入口油；经冷油器供各径向（轴向推力）轴承和盘车装置冷却润滑油；发电机低压备用氢密封油。启动、停机，主轴转速低于2700-2800r/min时,启动交流电动辅助油泵：轴承润滑油泵（代替注油器）：供各径向（轴向推力）轴承和盘车装置冷却润滑油，以及发电机低压备用氢密封油 ；氢密封备用油泵（代替主油泵）：供给机械式超速保护装置和发电机高压氢密封备用油。轴承润滑油泵还设有直流备用泵，供交流电源故障时使用。辅助油泵由油系统中的压力继电器控制，当油压降到0.0759-0.0828MPa时，启动交流电动辅助油泵；当油压降到0.069-0.0759

19、MPa时，启动直流备用泵；油压恢复后，必须手动停泵。如油压继续降低，保护压力开关将使机组紧急停机。润滑油系统中还设有两套交流润滑油泵和直流事故油泵的自启动试验装置：通过打开一个放油阀，使油压继电器产生局部压力降，可试验继电器和辅助油泵的备用情况；由于去试验油路的油先经节流孔板，所以放油不会影响主油路油压。试验后都须通过手动停泵。发电机密封油的排油先排入专用的发电机氢密封油箱，将倾其排除后再回到主油箱。机械超速遮断油路经节流孔板到危急遮断油路，这样危急遮断油路动作时失压也不会影响主油路的油压，以保证其它用油部件的供油。当汽轮机转速低于200r/min时，电磁阀开启； 高于200r/min时，电磁

20、阀关闭。油压继电器的整定断路压力为0.0276-0.0345MPa，从而防止机组在没有润滑油是投入盘车；该断路油压可通过装在继电器有管路上的手动节流阀来试验和调整。电磁阀喷油管喷嘴油压继电器顶轴油泵盘车盘车齿轮在低压转子轴承和发电机前后轴承转有顶轴装置。润滑油组合油箱EH抗燃油系统第五章 给水泵汽轮机第一节 概述一、给水泵驱动方式主汽轮机驱动、电动机驱动（节流调节、液力耦合器、变频调节）、小汽机驱动（背压式、凝汽式）小汽机驱动的优点：可满足给水泵高转速的要求，驱动功率不受限制；减少末级排汽量，降低末级叶片高度和排汽余速损失，提高效率；给水泵转速不受电网频率影响，较稳定；小汽机直接与给水泵联接，

21、减少了中间的传动损失。缺点：系统复杂，价格较贵，适用于大型汽轮机。ND(G)83/83/07型变参数、变转速、变功率和能采用多种汽源的纯凝汽式汽轮机正常运行时采用中压缸排汽作为汽源低负荷时切换到高压汽源，高压汽源又包括高压缸排汽和主蒸汽负荷时小汽机功率与给水泵功的变化当小汽轮机进汽面积不变，且无调节阀节流的情况下: 小汽轮机进汽参数随主汽轮机负荷变化而变化，当主汽轮机负荷从满负荷下降时，小汽轮机的理想焓降开始变化比较缓慢，而转速变化较快；后来转速下降比较慢，而理想焓降却变化较快，所以小汽轮机功率Pt随负荷减小而减小的速率几乎不变。 给水泵在主汽轮机负荷从设计值刚下降时扬程下降的较快，而泵效率下

22、降不大，所以所需泵功下降较多，此时小汽轮机产生的功率大于给水泵所需泵功； 随着汽机负荷的进一步下降，给水泵扬程下降的速度减小，而泵效率下降的速度增大，所以给水泵轴功率减小的速度也缓慢。 当主汽机负荷降低到一定值（定压运行的A点或变压运行的A点后，小汽机功率不能满足给水泵需求 所以小汽机调节阀是先关小，再开大。如仍不能满足要求，则需切换高压汽源。二、小汽轮机汽源的切换方式无论是变压、定压运行，无论采用那段抽汽、节流或喷嘴配汽方式，都存在切换点d，目前一般为40%额定功率辅助电动泵切换 另配一定容量的电动泵1. 高压蒸汽外切换 切换时，打开小汽轮机高压进汽阀上的减压阀A，同时低压管道上的逆止阀B关

23、闭 切换时存在热冲击和较大的节流损失 但只需要一个蒸汽室3. 高压蒸汽内切换 汽轮机设两个独立的蒸汽室和相应的调节汽门、喷嘴组。 当汽轮机负荷高于切换点时，小汽机由低压汽源供汽，高压调门关闭；低于切换点时，低压调门全开，高压调门开始开启进汽，蒸汽在调节级做功后混合；随着主汽机负荷继续下降，高压蒸汽量逐渐增大，低压蒸汽量逐渐减小直至为零新汽内切换 高压汽源直接采用新蒸汽设计工况：B 最大工况：A 75%负荷：C第二节 给水泵汽轮机结构启动：汽轮机从静止状态到工作状态的过程。 启动前的准备冲转升速并网带负荷停机：汽轮机从工作状态到静止（或带盘车）状态。 减负荷解列 转子惰走 带盘车启动是加热过程，

24、而停机则是降温过程。对汽轮机而言，一次起停（负荷变化）经历一次应力交变，造成低周疲劳损伤，最后导致裂纹。热应力: 在汽轮机启动、停机或变负荷过程中，其零部件由于温度变化而产生膨胀或收缩变形，称为热变形。当热变形受到某种约束(包括金属纤维之间的约束)时，则要在零部件内产生应力，这种由于温度(或温差)引起的应力称为温度应力或热应力 第一节 汽轮机启停中的限制因素热应力、热膨胀、热变形各种运行方式下的启动时间及寿命消耗表：启 动 方式次数寿命损耗/次总寿命损耗冲转（min）升满负荷（min）总计（min）冷态3000.015%4.5 %110130240温态25000.008%20%157590热态

25、45000.002%9%105060极热态5000.001%0.5%10 35(可尽快)负 荷 阶跃12000 350C） 停机8小时极热态启动 停机2小时按照汽轮机转子温度是否在低温脆性转变温度以上划分低温脆性转变温度：转子材料在该温度以下体现出冷脆性，容易产生裂纹本机高中压缸: FATT121度 低压缸: FATT13度4. 按控制进汽的阀门分：调节汽门启动 自动主汽门和电动主闸门（或 旁路门）启动机组连续运行的背压允许范围 （10mBAR=1kPa)汽轮机排汽缸温度已达报警值79.4时，运行人员可尝试这些方法来降低温度： 1）提高真空； 2）降低再热温度； 3）在低负荷情况下，可增加负荷

26、，使之超过额定负荷的15%； 4）如不在并网条件下，可将汽轮机降到暖机转速； 5）如已在暖机转速，可返回盘车转速； 6）将排汽缸喷水装置投入使用。冷态启动曲线冷态暖机曲线高压缸启动 冷态启动 高中压缸联合启动 冷态启动 三、热态启动热态启动的特点：启动前连续盘车，先供轴封，后抽真空，再通知锅炉点火；且轴封供汽温度应与转子金属温度相匹配，防止转子与冷收缩，引起冷冲击和负胀差；热态启动时真空应高一些，有利于主、再热蒸汽管道疏水的排出和汽温升高；热态启动的主蒸汽温度应比汽缸金属的最高温度高56 C以上，并有56 C以上的过热度；启动前测量转子晃度，启动后注意转子偏心不超多0.076mm；1. 若第一

27、级后金属温度小于200 C，应在2600r/min补充暖机到200 C以上，再按冷态启动运行。热态启动曲线高压缸启动 热态启动 冷态启动曲线温态启动曲线热态启动曲线极热态启动曲线典型正常二班制滑参数停机曲线第一节第一节 汽轮机振动汽轮机振动叶片振动转子振动一、振动过大的危害和后果二、振动发生的原因（一）中心不正（二）质量不平衡（三）油膜振荡第七章 汽轮机常见事故及处理方法单自由度系统简谐振动的幅频、相频特性 R(动力放大因子）=A/yst =c（阻尼系数）/2m（质量）汽轮机发电机组临界转速轴段名称一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min轴系轴段轴系轴段高中压转子1640161040004

28、000低压转子1680160040004000低压转子1690160040004000发电机转子82076323002200 第二节第二节 汽轮机进水事故汽轮机进水事故一、现象 （1）轴向位移、振动、胀差增大；（2）上下缸温差大于43 C；（3）汽温迅速下降，10min内下降50 C；（4）除氧器、加热器、凝汽器满水；（5）法兰、轴封等冒白汽；（6）抽汽管上下温差大于报警值，抽汽管振动等。二、危害（1）叶片损伤 （2）动静之间碰磨 进水使汽缸变形、胀差变化，继而引发动静碰磨，产生大轴弯曲；（3）永久变形（4）推力轴承损伤 进水使轴向推力增大三、产生原因（1）负荷大幅增加，过热器减温水失控，疏水

29、系统不合理；（2）再热汽管道中减温水失控或关不严；（3）加热器泄漏或加热器疏水系统故障；（4）来自汽封系统；（5）来自凝汽器；（6）不同压力等级的疏水接到同一个联箱。第三节 汽轮机大轴弯曲事故一、大轴弯曲的原因（一）动静部分磨擦动静部分磨擦，局部受热产生弯曲；而在一阶临界转速下，弯曲会加剧摩擦，可能造成永久性弯曲。（二）水冲击汽缸进水后，汽缸与转子急剧冷却，造成汽缸变形，转子弯曲。二、预防措施运行方面：（1）满足热态启动的限制 （2）严禁在转子不动的情况下向轴封供汽或暖机（3）启动升速过程中，如在非临界转速下出现较大的振动，应及时判断，果断停机，防止事故扩大；（4）停机后，应定期记录盘车电流、

30、大轴晃动、上下缸温差、胀差等，严防低温蒸汽和水漏入汽缸。第四节 汽轮发电机组严重超速事故一、现象 转速和频率表超过上限并持续上升；主油泵出口油压升高；振动加剧；机组突然甩负荷到零。二、原因油质不良。使调节或保安系统动作不正常；调节系统调整不良，不能维持机组空转；危急保安器卡涩或行程不足、动作转速偏高、附加保护（电超速保护）定植不当或拒动；蒸汽品质不良，自动主汽门或调节汽门阀杆卡涩；1. 抽汽逆止门、高压排汽逆止门卡涩或漏气。三、防止措施调解、保安系统加强油质监督加强汽水品质监督定期进行调节、保安系统试验（1）调节系统试验；（2）保安系统试验。汽机大修后，连续运行2000h后，甩负荷试验前，以及停机一个月在启动前，都应进行两次提升转速试验，且两次动作转速不应超过0.6%。冷态启动一般带负荷25%-30%连续运行3-4h后进行超速试验。 正常运行中还应该定期进行危急保安器的充油试验。1. （3）调节汽门严密性