9.1.4.3 汽封间隙应调整适当，汽封系统设计及管道配置合理，汽封压力自动调节应正常投入。
9.1.4.4 汽轮机前箱、轴承箱负压具有调整手段，但负压不宜过高，以防止灰尘及汽、水进入油系统。
9.1.4.5 机组运行期间，透平油净化装置、抗燃油再生过滤装置，必须投入连续运行。
9.1.5 机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。
9.1.5.1 调节系统静止试验和静态试验合格，系统速度变动率、迟缓率及汽门关闭时间等参数符合设计要求。
9.1.5.2 汽轮机调节系统试验，应按《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL/T711 -1999）的要求进行。
9.1.5.3 配汽机构的调整要能保证汽轮机主汽门和调节汽门在热态下关闭严密。具有凸轮的配汽机构在其静止试验完毕后应恢复滚轮冷态预留间隙，以防热态下调节汽门关闭不严。
9.1.5.4 定期检查电液伺服阀的安全偏置，并做好记录。对于安全偏置不足或反向偏置的要及时进行调整。
9.1.5.5 定期检查电液伺服模块的稳态伺服电流，电液伺服模块出现积分饱和等异常现象时要及时进行分析处理。
9.1.6 正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。 （建议将该条中“千瓦时表停转或逆转以后” 改为“有功功率表到零或负值以后” ）
9.1.7 在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。
9.1.7.1旁路控制系统的各执行机构，必须动作可靠、快速灵活，各阀门关闭严密。控制逻辑正确，保证旁路系统能够及时可靠地投入。
9.1.7.2 按设计要求保证旁路系统的热备用状态，严防系统内积水或疏水不畅。
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9.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。
9.1.9 机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。 9.1.9.1 汽轮发电机主轴上应至少装有一套转速监视装置。
9.1.10 抽汽机组的可调整抽汽逆止门关闭应严密、连锁动作可靠，并必须设置有快速关闭的抽汽截止门，以防抽汽倒流引起超速。
9.1.11对新投产的机组或汽轮机调节系统重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。 9.1.11.1 机组进行甩负荷试验前应制定严格的试验方案和安全措施。 9.1.11.2 东方汽轮机厂D05、D09型200MW汽轮机甩负荷试验前，要详细检查调速油泵及一次脉动油路，防止调速油泵工作流量偏大，并保证透平油含水不超标。模拟甩负荷试验时要核实调速油泵出入口的油压波动在正常范围内。
9.1.11.3 对阀门执行机构中电液伺服模块带有PID调节的汽轮机电液控制系统，甩负荷试验前要逐一核实电液伺服模块的稳态输出电流（或伺服线圈的端电压），不在正常范围的，必须进行分析处理。
9.1.12 坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。
9.1.12.1以上各项试验必须参照《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL/T711 -1999）执行。
9.1.12.2当汽水品质不符合要求时，要适当增加各汽门门杆活动次数和活动行程范围。
9.1.12.3运行中发现主汽门、调节汽门卡涩时，要及时消除。清除前要有防止汽机超速或过负荷的安全措施。
9.1.12.4 主汽门、调节汽门卡涩不能及时消除时，必须停机处理。 9.1.12.5 汽门严密性试验不合格的机组，禁止投入运行。 9.1.12.6 各抽汽逆止门的动作应灵活可靠、关闭严密。 9.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%。
9.1.14 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。
9.1.15 数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启
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动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。
9.1.15.1 挂闸前，启动条件不满足时，不得修改控制逻辑或强制满足启动条件。 9.1.16 汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。
9.1.17电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄露和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。
9.1.17.1大小修期间应根据制造厂家的规定，通过相关的试验验证电液伺服阀性能，当电液伺服阀性能不合格时，应对其进行清洗和检测。
9.1.17.2电厂应做好电液伺服阀和电磁阀的备品备件工作，同时要大力加强抗燃油/透平油的油质管理和监督，严防不合格的抗燃油/透平油进入液压部套。 9.1.18 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型连轴器或类似连轴器的机组，定期检查连轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。
9.1.18.1具有齿型连轴器或类似连轴器的机组，在大小修期间必须检查连轴器的润滑和磨损情况，发现问题及时处理。
9.1.19要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的充分的论证。
9.1.19.1调节系统的重大改造经论证后，应报上级主管部门审定。
9.1.19.2参与调节系统重大改造的制造厂家必须具有相应的专业资质和良好的业绩。参与改造的单位和改造的过程应在专业人员的监督和监管下进行，严把技术质量关。
9.1.20严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。 9.2 防止轴系断裂
9.2.1 机组主辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。
9.2.1.1 按规程定期对机组的振动进行测量、记录和分析，掌握每台机组在不同
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工况下的振动规律，如各次谐波分量、轴系各临界转速下的振动值等，发现异常要及时查找原因，制定对策。
9.2.1.2 机组大修后应对轴系的振动进行全面的测量和分析，记录轴承的波德图。
9.2.1.3 汽轮发电机组如经受了电气系统的冲击或急剧的运行工况改变，应对机组的运行情况特别是振动进行详细检查并做好记录，必要时应安排停机，解体检查对轮螺栓、发电机定子线圈等部件。
9.2.2 运行100kh以上的机组，每隔3～5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。
9.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。
9.2.3.1 按设计要求对汽轮机及发电机转子的变径处进行圆角半径的测量核实、并用放大镜及磁粉检查接刀处是否有裂纹。要结合拆卸轴上套装部件对平时不暴露的部位进行此项检查。
9.2.4 不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。
9.2.4.1 发生断油烧瓦事故的转子，应进行无损检测，防止留下更大的安全隐患。 9.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%额定负荷（或按制造厂要求），运行3～4h后立即进行超速试验。
9.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。
9.2.6.1 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块并绘制平衡块分布图。 9.2.7 新机组投产前，应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。
9.2.7.1 大修中要加强对叶栅、隔板、叶轮、叶根销钉及其它连接件的监督、检查、探伤，防止转动体损坏造成大的不平衡力。
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9.2.7.2 每次大修应指定有经验的专人，对清理后的叶片进行详细的检查。检查时要特别注意不调频叶片后几级和调频叶片的型线根部断面过渡区（包括叶根销钉孔附近）、叶片表面硬化区、围带铆钉和叶顶交接处以及其它相关接刀处等薄弱环节，检查这些地方有无裂纹、损伤变形或振动疲劳裂纹扩展等现象。 9.2.7.3加强运行管理，保持机组正常或按真空对应的出力运行，防止叶片过负荷。
9.2.7.4 对可调整抽汽供热机组，如果设计有级组压差保护（如中压缸压差保护），则机组运行期间禁止解除级组压差保护。没有设计级组压差保护的，应按制造厂家的规定限制监视级组的压差，防止监视级组过负荷运行。
9.2.7.5 加强汽水品质的监督和管理。大修中应对叶片盐垢进行取样分析，针对分析结果制定有效的防范措施，防止叶片表面和叶根销钉孔的间隙结盐、腐蚀。 9.2.8 防止发电机非同期并网。
9.2.8.1 具体要求见本细则第11.7条的内容。 9.3 建立和完善技术档案
9.3.1 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。
9.3.2 建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。 9.3.3 建立转子技术档案
9.3.3.1 转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。 9.3.3.2 历次转子检修检查资料。
9.3.3.3 机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。
10 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故
为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻《防止20万
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