汽轮机轴系统问题集Word文档格式.docx
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汽轮机的膨胀和胀差的含义？
轴向位移与胀差的关系？
低压缸的排汽温度升高影响的参数15
汽缸上下温差大的危害是什么？
15
为什么大型汽轮机的高中压汽缸采用双层结构?
什么情况下会出现负胀差？
如何处理？
（个人观点，希望高人纠正错误）15
轴封15
采用回热加热器为什么能提高汽轮机机组循环热效率？
16
1热加热系统16
2
轴封系统工作原理17
3前轴封A、B损坏原因18
3.1
前轴封套松动18
3.2
轴封供汽温度19
4
结论及建意19
油档汽封供汽和轴封供汽有什么区别?
19
CE660MW机组汽轮机轴封的特点及改进20
摘要：
20
1主要特点20
2汽机油中进水问题的处理21
3轴封系统调整及改进21
3．1低压轴封母管加装疏水点21
3．2高压供汽节流阀的调整22
4结束语22
轴封何时供汽22
轴封碰摩原因分析23
1
前轴封损坏情况23
汽轮机轴封冷却器是怎么运行的？
23
电厂轴加风机的作用?
简述设置轴封加热器的作用?
轴封系统投运之前为什么要投入循环水系统呢？
？
24
双流密封瓦比单流密封瓦密封效果比较探讨24
汽轮机轴
轴向位移怎么计算
轴向位移的零点是以厂家给出为准，有的是要求大轴紧靠推力瓦工作面定零，有的是紧靠非工作面定零，有的则是在工作面与非工作面中间定零，但大部分是以工作面定零的。
测量是靠安装TST探头布置在推力轴承箱来传递信号。
安装的时候肯定不是在零位的。
要看汽机专业把大轴推向工作面还是非工作面，然后根据大轴的位置、推力间隙和探头校验时的数据进行计算，得出在此位置的电压数，安装探头就可以了，一般安装支架都可以调节，安装完毕后调节支架以移动探头，看输出是否与校验报告相符，这样就搞定了
轴向位移的整定需在环境温度的状态下进行，当推力轴承安装完毕后，用前斤顶推大轴，所推出的间隙即为轴向位移值（需打边监视和减去轴承箱的变形量），至于0点要以厂家说明以推力瓦是工作面或非工作面来确定。
轴向位移和推力瓦两者是有联系的吧,轴向位移测点就是装在推力盘附近,测量推力盘的位移.工作推力瓦通常就是运行中略微承受一定推力瓦面,往工作推力瓦方向的轴向位移为正,反向即为负.推力盘和工作推力瓦接触时的轴向位移应该是零点吧.因为零点时推力盘和非工作推力瓦是有一定距离,即一定的负值,所以一般都是负的轴向位移要大于正的轴向位移.
轴向位移过大，说明转子在轴向相对于汽缸产生了相对位移，严重时会发生动静摩擦。
汽机死点
汽轮机汽缸的死点分为相对死点和绝对死点。
相对死点与绝对死点所选取的参考标准不一样，相对死点参照物是汽缸；
绝对死点参照物是基础台板（也就是大地）。
绝对死点是汽缸横销与轴承座的纵销的延长线的交点。
相对死点在汽缸的进汽口（若是双层缸为内缸进汽口，实质上外缸与内缸的进汽部分在同一轴截面上，通过双层蒸汽套管连接）。
以减少汽缸膨胀后在蒸汽管道上产生较大的应力。
汽缸受热膨胀，通过猫爪推动轴承座移动。
一般单汽缸的绝对汽缸死点在低压缸排气口（如双排气的在发电机侧，以减少对发电机的影响）；
多缸汽轮机高、中压缸绝对死点在中压缸排气口。
此时中压缸的膨胀会使得高、中压缸前移，所以相对死点对地位置是变化的，只是在对单个汽缸而言它的位置是不变的。
转子的死点在推力盘上。
它放在轴承座内随轴承座一起移动，故它对地的位置也变化，但对转子而言这点位置是不变的。
它也属于相对死点的范畴。
要想搞清楚死点，必须要弄懂汽轮机的滑销系统。
{[A-B]/2-A}-｛[A-B]/2-C}这是A侧的算法。
B侧一样
一般都用假轴法或钢丝法，不过钢丝法需要一定的修正。
原理都是测量左右距离，算出左右偏差。
然后测量下边距离，倒算出上部距离，计算上下偏差。
就知道水平和垂直的中心偏差了。
不过现在大机组还需要考虑全缸的抬量变化，依次综合考虑隔板中心数据。
按照图纸要求就可以了，至于考虑大机组还需要考虑全缸的抬量变化，依次综合考虑隔板中心数据。
那就要看一下是什么支撑结构了。
上猫爪还是下猫爪了。
不过厂家设计已经考虑。
所以我们正常施工只要按照图纸就好了。
钢丝，假轴都用过。
只是挠度差别太大。
所以我们在调整过程中，不到万不得已就用转子。
关于螺栓的冷热紧问题
N300汽机高中压缸和部分低压缸螺栓需要冷紧后热紧。
制造厂给的数据感觉有点偏小，大家有谁知道这些数据是根据哪些公式、原则确定的？
能否告知冷紧力矩确定的原则是什么？
也就是说冷紧时螺栓伸长占总伸长的百分比是多少？
螺栓紧固应力不宜过大。
新螺栓（或经恢复性热处理后第一次使用的螺栓）紧固应力应控制在250MPa左右，旧螺栓紧固应力一般控制在200MPa即可。
紧固应力可按监测螺栓伸长值方法控制。
当确认法兰结合面无间隙后，可按转动螺帽弧长方法控制紧固应力。
可参考如下经验公式（3）实施：
L＝KL0dπσ0/TE
……………………………………（3）
式中：
L——螺帽转动弧长，mm;
K——紧固保险系数，取1.2；
L0——螺栓计算长度，取戴入两螺帽（螺孔）三分之一高度（附图）间螺栓的尺寸，mm；
d——螺帽外径尺寸，mm;
σ0——紧固应力，MPa;
T——螺栓螺距，mm;
E——螺栓材料弹性模量
汽轮机大轴的晃度的定义和监测
大轴晃度是检测汽机转子弯曲值的一个参数，一般安装在机头进行测量，测量的值是转子转动时探头测量的最高点与最低点的差值。
具体测量计算如图
汽轮机在停机3小时内弯曲最大。
因为汽轮机运行时转子在离心力的作用下造成大轴弯曲的数值最大。
停机后在2-3小车的盘车后逐渐回复正常。
汽轮机大轴弯曲原因分析及防止措施讨论
汽轮机大轴弯曲和严重超速、轴系断裂事故一样，是火力发电厂汽轮机严重事故。
对火电厂安全生产、经济运行构成重大危害，给企业造成巨大损失。
如：
朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故；
富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故；
99年华能汕头电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故；
内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故（见附录）等。
因此，防止大轴弯曲事故是火电厂汽轮机运行维护重点，应该引起各级领导和生产技术人员充分重视。
作为火电厂汽轮机值班人员，更应详细了解其产生原因，防范措施，防患于未然。
造成汽轮机大轴弯曲的原因是多方面的，主要归纳为以下几方面。
1汽轮机通流部分动静摩擦
通流部分动静摩擦，造成转子局部过热。
一方面显著降低了摩擦部分的屈服极限；
另一方面摩擦部分局部过热，其热膨胀受限于周围材料而产生很大压应力。
当应力超过该部位屈服极限时，将发生塑性变形。
当转子温度均匀后，该部位就呈现凹面永久性弯曲。
在第一临界转速下，大轴热弯曲方向与转子不平衡力方向大体一致。
此时，发生动静摩擦将产生恶性循环，致使大轴产生永久弯曲。
而在第一临界转速上，热弯曲方向与转子不平衡力方向趋于相反，有使摩擦脱离趋向。
所以，应充分重视低转速时振动、摩擦检查。
2热状态汽轮机，进冷汽冷水
冷汽冷水进入汽缸，汽缸和转子由于上下缸温差过大而产生很大热变形。
转子热应力超过转子材料屈服极限，造成大轴弯曲。
如果在盘车状态进冷汽冷水，造成盘车中断，将加速大轴弯曲，严重时将使大轴永久弯曲。
3套装件位移
套装转子上套装件偏斜、卡涩和产生相对位移；
汽轮机断叶、强烈振动、转子产生过大弯矩等原因使套装件和大轴产生位移，都将造成汽轮机大轴弯曲。
4转子材料内应力过大
汽轮机转子原材料不合格，存在过大内应力，在高温状态运行一段时间后，内应力逐渐释放，造成大轴弯曲。
5运行管理不当
总结转子弯曲事故，大多数在发生、发展过程中都有领导违章指挥，运行人员违章操作，往往这是事故直接原因和事故扩大的原因。
如不具备启动条件强行启动；
忽视振动、异音危害；
各类原因造成汽缸进水；
紧急停机拖延等违章违规，造成大轴弯曲。
二.防止大轴弯曲的措施
1做好汽轮机组基础技术工作
1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置、机组应备有安装和大修资料；
1.2大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置；
1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速；
1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压；
1.5正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。
紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
1.6停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。
1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。
1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。
1.9记录机组起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、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。
2.0系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。
2.11准确完整的汽轮机运行规程，现场系统图，设备异动报告，安全措施。
运行人员熟记运行规程，了解相关技术数据后，通过比较、分析、判断就能发现机组存在的问题，防患于未然。
2设备系统方面的技术措施
2.1汽缸应具有良好的保温，保证停机后上下缸温差不超过50℃；
2.2安装和检修中，合理调整动静间隙，保证在热状态下不发生动静摩擦；
2.3合理布置主蒸汽、再热蒸汽、旁路系统、导汽管、汽缸本体疏水，保证疏水畅通。
疏水中不发生倒汽，不互相排挤。
疏水扩容器标高高于凝结器热水井最高标高。
高低压疏水分别接入高低压疏水扩容器或疏水联箱。
按疏水压力高低依次接入，并向低压侧倾斜45℃。
在所有疏水开启情况下，疏扩或联箱压力仍应低于疏水各管道最低压力，防止疏水不良；
2.4汽轮机各监视仪表齐全可靠，汽缸各部位金属温度表完好齐全。
尤其是转子弯曲表、振动表、缸温表、胀差表等；
2.5主蒸汽、再热蒸汽减温水截止门应关闭严密，自动可靠；
2.6门杆漏汽，轴封高压漏汽至除氧器管路上应设置逆止门和截止门；
2.7高压加热器应装设紧急疏水阀，高水位能自动开启和远方控制，水位计正常；
2.8除氧器、低压加热器水位计正常，疏水自调可靠，危急情况可放水；
2.9自动主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门关闭严密，动作可靠；
2.10提高转子一阶临界转速，避免发后油膜振荡；
2.11热工保护，报警信号完整正常。
3运行方面技术措施
3.1汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动：
3.1.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入；
3.1.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值或原始值的0.02mm；
3.1.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃；
3.1.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。
蒸汽过热度不低于50℃；
3.1.5主要保护试验不合格如轴向位移保护、胀差保护、低真空保护、润滑油压低保护，超速保护等不合格；
3.1.6交流油泵、直流油泵、顶轴油泵、高压油泵不能启动或不能正常运行时；
3.1.7 DEH、DCS不能正常工作时；
3.1.8盘车时汽轮机内有明显的金属磨擦声时
3.1.9高中压主汽门、高中压调速汽门、抽汽逆止门关闭不严或卡涩时
3.1.10汽轮机不能维持空负荷运行或汽轮机甩负荷后不能维持在危急保安器动作转速以下运行时。
3.2冷态启动防止大轴弯曲措施
3.2.1启动前对照阀门检查卡做详尽检查
3.2.2连续盘车两小时以上，如间断应重新计时。
启动前转子弯曲值不大于原始值0.02mm。
3.2.3未连续盘车，严禁向轴封供汽。
3.2.4冲转前各保护试验合格并正常投入。
3.2.5冲转前检查各热工信号正常。
3.2.6冲转前检查大轴弯曲表，轴向位移，胀差，振动表，缸温，转速表等重要表计投入。
3.2.7冲转前应对主蒸汽、再热蒸汽、导汽管、轴封供汽管、法兰螺栓加热联箱充分暖管疏水。
3.2.8冲转前参数选择。
主蒸汽温度必须高于汽缸最高温度50℃以上，过热度不低于50℃，但不超过额定主蒸汽温度。
3.2.9冲转前高压外缸上下温差不超过50℃，高压内缸上下温差不超过35℃，否则不允许启动。
3.2.10主汽门、调门，各段抽汽逆止门动作正常无卡涩，关闭严密。
调节系统赶空气正常。
3.2.11启动中严密监视主蒸汽、再热蒸汽变化，严禁汽温反复上下波动，10分钟变化50℃应打闸停机。
3.2.12启动过程中严密监视凝汽器，除氧器水箱，及各加热器水位变化，防止满水。
3.2.13法兰螺栓加热投入后，应精心调整，确保汽缸各处温度均匀上升，温差在允许范围。
3.2.14汽轮机冲转过程中严格监视轴承振动。
中速暖机前，轴承振动超过0.03mm,过临界转速时轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机。
当轴承振动变化±
0.015mm或相对轴振动变化±
0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。
严禁强行通过临界转速或降速暖机。
盘车中应全面检查，认真分析。
查明原因并处理后连续盘车不少于4小时，再启动。
3.2.15冲转至3000rpm定速后，应关小电动主汽门后疏水门，防止其疏水量太大影响汽缸本体汽缸疏水畅通。
其他疏水在主再热蒸汽温度350℃以上再择机关闭。
3.2.16启动冲转过程中，不得投入再热蒸汽减温器喷水，否则将造成再热蒸汽带水。
3.3热态启动防止大轴弯曲措施
热态启动中除做好冷态启动前防弯曲措施外，还应注意以下工作。
3.3.1尽量避免极热态启动。
3.3.2热态启动，应先向轴封供汽后抽真空。
3.3.3各主蒸汽、再热蒸汽、轴封供汽管道应暖管充分，加强疏水是热启防进水关键。
3.3.4热态启动和滑参数停机后尽量不做超速试验。
3.3.5调节系统充分赶空气。
因为冲转中调门大幅波动，不易控制转速，并引起锅炉参数不稳定，造成蒸汽带水。
3.3.6合理选择冲转参数。
主再热蒸汽温度高于汽缸最高温度50-100℃，并有80-100℃过热度。
3.3.7轴封供汽温度应与金属温度相适应，减少温差产生的局部热应力。
必须充分疏水并在连续盘车时才能投入轴封供汽。
3.3.8热态启动前连续盘车不少于4小时，若盘车中断应重新计时。
3.3.9加强振动监视，因为热态汽轮机各部件温差大，容易发生摩擦，振动。
3.3.10启动前，启动班组应详细了解上次停机综合情况，并向每个操作人员说明，做好预想。
3.3.11将上次停机曲线与正常曲线比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施处理。
3.4正常运行维护中防止大轴弯曲措施
3.4.1汽轮机变工况时，加强状态监视，控制各参数在规定范围。
3.4.2主蒸汽、再热蒸汽温度下降，应及时联系锅炉恢复正常，并按规定减负荷，疏水。
如果10分钟内急剧下降50℃，应紧急故障停机。
主再热蒸汽温度下降过快，是过水征兆。
不但增加热应力，而且将引起剧烈热变形，造成动静摩擦，使大轴弯曲。
3.4.3汽轮机因主再热蒸汽引起发生水冲击时严禁采用主、再热蒸汽向轴封供汽；
3.4.4凝结器、除氧器，各高低压加热器水位正常。
3.4.5低负荷运行时，不得投入再热器减温水因为此时再热蒸汽流量很小，如果投入减温水会引起再热蒸汽带水。
3.4.7甩负荷、炉熄火后应及时切断主再热蒸汽减温水门，防止主再热蒸汽温度急降。
3.4.8定期活动各主汽门、高中压调门、各抽汽逆止门，防止卡涩。
保证在异常发生后能及时阻止冷汽冷水进入汽缸。
3.4.9定期试验热工报警信号正常，各监视仪表正常，有缺陷及时联系检修处理。
3.4.10加强设备巡视检查，对通流部分异音应加强监视分析，防止动静摩擦造成大轴弯曲。
3.4.11加强振动监视，防止动静摩擦。
正常运行中要求轴承振动不超过0.03mm，相对轴振动不超过0.08mm，如超过应设法消除。
0.015mm或相对轴承振动变化±
0.05mm时，应查明原因设法消除。
当各轴承振动突增0.05mm或相对轴振动大于0.26mm时，应立即打闸停机特别应注意振动的突变值，这是突发事故的明显征兆。
3.4.12加强润滑油温、油压、油位监视，防止断油烧瓦造成大轴弯曲。
切换冷油器小心细致。
3.4.13加强轴向位移、胀差、推力瓦温度、轴瓦温度及回油温度监视。
3.5停机、盘车状态防止大轴弯曲措施
3.5.1滑参数停机应严格按照滑参数停机曲线执行。
必须保持主再热蒸汽有50℃以上过热度，且不能有回升现象，否则应开启相关疏水。
若蒸汽温度10分钟急降50℃立即打闸停机。
3.5.2及时停运高加、低加、防止其水位异常。
3.5.3在汽轮机打闸后，因转子回转效应将造成低压胀差大幅度正向上涨。
故应该在打闸前降低低压胀差值，防止动静摩擦。
3.5.4准确记录各油泵启动时间和惰走时间，按规定做好惰走过程参数记录和摩擦检查。
3.5.5转速到零后，真空到零，停止轴封供汽，关闭汽缸本体疏水，及时正确投入连续盘车。
3.5.6盘车启动电流过大，盘车电流大，摆动或通流部分异音，应查明原因及时处理。
3.5.7连续盘车过程中发生跳闸，应全面检查。
监视弯曲度变化，如弯曲度过大，应手盘180°
静止，反复手盘180°
，待挠度正常后投连续盘车。
3.5.8发生热弯曲，盘车盘不动时，严禁用吊车或蒸汽冲转强行盘车。
3.5.9防止除氧器、凝结器满水。
关闭除盐水补水门。
3.5.10全面检查汽缸与外界隔绝，定期进行本体疏水。
3.5.11连续盘车至调节级上缸温度低于150℃，方可停止连续盘车（停止连续盘车后采用定期盘车到常温）。
连续盘车中应准确记录缸温变化，发现异常，及时查找原因并处理。
3.5.12汽轮机在热状态下，汽系统各截止门不严密，则不能进行锅炉水压试验。
3.5.13水压试验时，应连续盘车并密切监视汽缸温度的变化。
3.6 在下列情况下应采取紧急停止措施：
3.6.1汽轮机转速达额定转速的110％而超速保护装置拒动时；
3.6.2汽轮机发生水冲击时；
3.6.3汽轮机轴向位移超过规定值时；
3.6.4汽轮机轴瓦超过0.05mm或大轴相对轴振超过0.254mm时
3.6.5汽轮机内有明显的金属磨擦声时；
3.6.6汽轮机胀差大经调整无效超过规定值时；
3.6.7汽轮机轴承金属温度超过规定值时
三、热弯曲后的闷缸措施
如果盘车不能正确投入，可能导致转子永久弯曲。
特别时盘不动时，不能用吊车或蒸汽冲转强行盘车，以免造成汽轮机通流部分损坏。
此时，应采取闷缸措施，尽快消除转子热弯曲。
闷缸措施如下：
1.滑油系统正常供油。
2.顶轴油泵运行。
3.滑停中发生热弯曲，应破坏真空停机，停止快冷。
4.隔离汽轮机本体的内外冷源。
5.关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体，抽汽管道疏水门，进行闷缸。
6.严格监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子弯曲值随时间的变化情况。
7.不允许在未盘车时向轴封供汽。
8.当调节级上下缸温差小于50℃时，先手动试盘，若能盘动，可将转子盘180°
，进行自重法投直。
即依靠转子自身重量投直。
9.转子经多次180°
盘转，当转子弯曲值回到正常范围，可投入连续车。
通过正确闷缸，可最大限度避免转子永久性弯曲。
内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故
关键词:
汽轮机
大轴弯曲
一.事故经过
1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。
2月14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。
惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406℃，高压外缸内壁上下壁温416℃/399℃，高压外缸外壁上下壁温344℃，中压缸内壁上下壁温451℃/415℃。
2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。
2月15日0时15分准备冲动。
冲动前2号汽轮机技术状况：
大轴晃动0.05mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差-0.3mm,低压缸胀差-1.1mm,高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282℃[高压内缸内上壁温度一个测点已坏（共4对测点元件）,热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上,因此实际指示的全是下缸温度],高压外缸上内壁温度293℃，下缸内壁温度293℃，中压缸上内壁温度268℃，下缸内壁温度210℃。
润滑油压0.11MPa，油温42℃，调速油压1.8MPa，21时00分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时00分轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投Ⅰ级旁路（减温水未投）、Ⅱ级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。
冲动前蒸汽参数：
主汽温度：
左侧372℃，右侧377℃；
再热汽温度：
左侧340℃，右侧340℃；
主汽压力：
左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。
0时35分开始冲动，0时37分升速至500转/分，2瓦振动超过0.10mm（最大到0.13mm）打闸停机，0时57分转速到零投盘车装置（惰走7分钟）,盘车电流34A,大轴晃动指示0.05mm。
经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。
第二次冲动前2号汽轮机技术状况：
大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320℃，下缸内壁温度320℃，中压上缸温度219℃，下缸127℃，串轴-0.05mm。
真空73.32kPa，油温40℃，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。
第二次冲动的蒸汽参数：
左侧400℃,右侧400℃；
再热汽温：
左侧290℃，右侧290℃，主汽压力：
左侧3.5MPa,右侧3.5MPa。
3时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置（惰走15分钟），盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。
6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理（晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良），9时0分处理好，晃动传
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