8．2．4．2 对于新安装的差压式水位计还必须对其压力补偿计算公式和组态进行认真核实和模拟试验，必要时可进行汽包真实水位试验。
8．2．5 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。
8．2．5．l 目前带压力补偿的差压式水位计的汽水取样管基本上都先引到一个连通容器的一侧，再从连通容器另一侧引出汽水取样管至平衡容器和差压变送器的连接方式。必须禁止在连通容器中段引出汽水取样管，但若保证连通容器两侧汽水取样管水平对齐，则不影响正常取样。
8．2．5．2 当根据上述要求对差压式水位计的汽水取样管进行改造时，必须根据改造后汽水取样管及平衡容器的实际尺寸对差压变送器的量程、水位计算公式和压力补偿计算公式重新进行计算和校核。
8． 3 对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。 8．3．1 差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。
8．3．1．l 首先必须要核实平衡容器实际温度与压力补偿计算公式中设定补偿温度的差值，并且还要观察记录这个差值随时间和气候变化的情况。
8．3．2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。
8．3．2．1 过热器出口压力为13．5MPa以上的锅炉的运行规程中应明确汽包水位计以差压式（带压力修正回路）水位计为基准的要求，运行人员应以此基准控制汽包水位。
8．3．2．2过热器出口压力为13．5MPa及以上的锅炉的汽包水位信号应采取三取中值的方式进行优选，尚未实现三取中值的方式，应尽快进行改造实现。
8．4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8-1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。 表8－1就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h 汽包压力（MPa） 16.14~17.65 17.66~18.39 18.40~19.60 △h（mm） -76 -102 -150 8．4．l 就地汽包水位计示值与汽包内部实际水位的差值不但与汽包压力有关，而且 在同一压力下还与汽包水位有关，运行人员和维护人员必须了解和掌握这些规律。 8．4．2 表8－l中给出的差值只是参考范围，各电厂应针对具体的锅炉，通过试验得 出在不同压力、不同水位下，自身的各类汽包水位计示值与汽包内部实际水位的差值 关系。
8．4．3 对于过热器出口压力为 13．5 MPa及以上锅炉，在确保水位测量取样扎、取样 管、平衡容器等的正确安装，差压变送器和测量回路、压力补偿及水位计算等各个环 节正确的前提下，并经过校核后，带压力补偿回路的差压式水位计示值可作为参考基准来比较各类水位计的差值。
8．4．4 运行人员在控制汽包水位时应同时监视不同类型水位计的示值，并根据相互之间的关系正确判断汽包内部实际水位。
8．5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。
当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。
8．6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项
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目之一。 8．6．1 各单位应针对机组配置的汽包水位计类型制定相应的水位计及其测量系统的检查和维护制度，并严格执行。
8．6．2 控制室内汽包水位电视图像要清晰，运行人员在监视汽包水位时应以差压水位计为基准，参考各类水位计示值，发现异常要立即通知有关人员处理。
8．6．3新建机组在带负荷试运阶段前应完成汽包水位计的热态调整及校核工作。8．7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过 24 h，并报上级主管部门备案。
8．8 锅炉高、低水位保护。
8．8．1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复：当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。
8．8．1．1 锅炉汽包水位独立测量的概念是指，从汽包水位取样孔、取样管道、测量容器、变送器，直至水位显示均完全独立。
8．8．1．2 对于锅炉汽包水位高、低保护已采用独立测量的三取二的逻辑判断方式的，在机组检修期间应对三取二的逻辑、故障时自动转为二取一和一取一的逻辑进行模拟试验，确保保护逻辑的正确。
8．8．1．3 对于锅炉汽包水位高、低保护还未采用独立测量的三取二的逻辑判断方式的，应制定计划尽快进行改造，以实现独立测量的三取二的逻辑判断的锅炉汽包水位高、低保护。
8．8．2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
8．8．3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计（变送器）中水位差值的影响。
8．8．4 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。
8．8．5 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。 8．9对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时，当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环系的运行。 8．10 当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。
8．11 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。 8．12 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。
8．13 建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。 8．14 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。
9 防止汽轮机超速和轴系断裂事故
为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20
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万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求： 9．1 防止超速
9．1．1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。
9．1．1．l 主汽门及调速汽门关闭严密，关闭过程迅速且无卡涩。汽门严密性及关闭时间符合设计或《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL-T 711－19 9 9）的要求。 9．1．1．2 抽汽逆止门关闭严密，关闭过程迅速无卡涩。操纵机构的动做时间符合甩负荷试验导则要求。
9．1．1．3 调节系统迟缓率及速度变动率符合《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL-T711—1999）的要求。
9．1．1．4 调节系统超速限制功能应按设计标准正确动作，作用时间合理。
9．1．2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。
9．1．2．1 新安装的机组或机组大修后、危急保安器解体和调整后、机组停机一个月以后再次启动时、机组进行甩负荷试验前，均应做超速试验。
9．1．2．2 对设计有附加超速保护的机组，要对附加超速保护装置进行定期的检查和试验，保证该功能在机组正常运行时能够可靠投入。
9．1．2．3 对设计有电超速保护的机组，和机械超速同时进行实动试验，保证其动作转速符合有关技术要求，不能进行实动试验则进行模拟试验。机组小修后，电超速保护系统应进行模拟试验。机组运行期间电超速保护必须正常投入。 9．1．2．4 对没有电超速保护的机组，应加装电超速保护。
9．1．2．5 给水泵汽轮机大修后、危急保安器解体或调整后应做超速试验。
9．1．3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。
9．1．4 透平油和杭燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。
9．1．4．1 加强汽轮机油和抗燃油的品质监督工作，防止品质恶化。
9．1．4．2 对于铸造形式的前箱、轴承箱及其箱盖，应将铸造型砂彻底清理干净。机组安装、检修时，油系统的施工工艺与油净化循环应符合要求。
9．1．4．3 汽封间隙应按质量标准调整，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。主油箱上应加装U形管监测负压。
9．1．4．5 机组运行期间，汽轮机油净化装置、抗燃油再生过滤装置，必须投入连续运行。
9．1．4．6 机组大修或调速系统有检修工作后，要求油质合格后方能进入调速系统。 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．l．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，冷态间隙按进行过热态间隙校合后的数据进行调整，以防热态下调节汽门关闭不严。
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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。防止机组甩负荷后，调节在OSP或OPC复位后异常开启。
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。 9．1．6．1 汽轮机跳闸时，发电机的程序逆功率保护不应有时间滞后。
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。
9．1．7．2 旁路管道设计应保证旁路系统的热备用状态，严防系统内积水或疏水不畅。
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发电机组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．l 机组进行甩负荷试验前应按照甩负荷试验导则制定严格的试验方案和安全措施。
9．l．11．2 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。
9．1．11．3 机组大修后应进行模拟甩负荷试验。
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 调节保安系统的定期试验装置应完好，运行人员应严格按要求进行定期试验并做好完整的试验记录。
9．l．12．2 机组正常运行中，每2000小时进行一次危急保安器注油试验，注油试验不合格时，应及时处理。
9．1．12．3 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，严禁机组在汽水品质不符合要求下长期运行。
9．l．12．4 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。
9．1．12．5 主汽门、调节汽门卡涩不能及时消除时，必须停机处理。 9．1．12．6 汽门严密性试验不合格的机组，禁止投入运行。 9．l．12．7 各抽汽逆止 门的动作应灵活可靠、关闭严密。 9．1．12．8 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。
9．1．13 危急保安器动作转速一般为额定转速的 110％士 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。
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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、不泄漏和系统稳定。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／汽轮机油的油质管理和监督，严防不合格的抗燃油／汽轮机油进入液压部套。 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．l 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．l 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．l．2 0．1 应定期检查各调门电液伺服阀的方向偏置电流（即调门在中间某一稳定位置时的伺服电流或线包端电压），做好记录并和历史数据进行对比。偏置电流异常时应进行分析、调整，防止电液伺服阀卡涩或DEH失电时调节汽门异常开启。
9．1．2 0．2 定期检修时应检查 DEH调节过程的响应时间和调频死区，确认调门的动作滞后时间不大于 0． 2秒，一次调频死区不大于±2r／min。 9．2防止轴系断裂
9．2．1 机组主铺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．l 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
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