硬度试验。
9．2．3．1 对汽轮机及发电机转子的变径处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，应对轴颈进行无损检测，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、风扇时固定螺丝、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。
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 每次大修中应检查并详细记录隔板变形量。
9．2．7．4 加强运行管理，保持机组按正常真空运行，防止真空超标造成末级叶片过负荷。
9．2．7．5 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。
9．2．7．6 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．l 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20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》［（85）电生火字 87号、基建火字 64号］等有关规定，并提出以下重点要求：
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10．1 防止汽轮机大轴弯曲。
10．1．1 应具备和熟悉掌握的资料。
10．1．1．1 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。
10．1．1．2 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。
10．1．1．3 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
10．1．1．4 正常情况下盘车电流和电流摆动植，以及相应的油温和顶轴油压。 10．1．1．5 正常停机过程的情走曲线，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情走曲线。
10．1．1．6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。 10．1．1．7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。
10．1．1．8 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。
10．1．1．9 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。
10．1．1．10 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。
10．1．1．10．1 系统改造后必须以书面形式通知与此有关的生产人员，并应尽快修改相应系统图。
10．1．1．10．2 当发现汽轮机转子晃度累计增大时应尽快查明原因，并检查每级晃度值。
10．1．2 汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。
10．1．2．1 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。
10．1．2．2 大轴晃动植不应超过制造厂的规定值或原始值的士 0. 02mm。 10．1．2．3 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℃。 10．1．2．4 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℃。
10．1．2．4．1 主蒸汽与再热蒸汽左右两侧的温差符合运行规程。
10．l．2．4．2 对于高、中压合缸机组主汽温度不低于再热蒸汽温度28℃，半负荷时，再热蒸汽温度不低于主汽温度42℃，空负荷时可放宽到167℃。 10．1．2．4．3 汽缸主要金属温度测点工作正常，测点不全禁止起动。 10．1．3 机组起、停过程操作措施。
10．1．3．1 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少干2－4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。
10．1．3．2 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。
10．1．3． 3 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，羌闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180 ℃。当正常盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。
10．1．3．4 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车 180℃，待盘车正常后及时投入连续盘车。
10．1．3．5 机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，若有异
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常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。
10．1．3．6 机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。
10．l．3．6．1 汽封温度测点应靠近轴封处，以便正确反映轴封供汽温度。
10．1．3．7 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。
10．1．3．8 停机后应认真监视凝汽器、高、低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。
10．1．3．9 起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。
10．1．3．10 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。
10．1．3．11 当机组停机而给水泵未停时，应注意高挑减温水泄露且经过高挑返回高压缸。
10．1．4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。
10．1．4．1 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过 0.03mm。
10．1．4．2 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过 0.10mm或相对轴振动超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过监界转速或降速暖机。
10．1．4．3 机组运行中要求轴承振动不超过 0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0．260m应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm
或相对钢振动突然变化土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。
10．1．4．4 高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。 10．1．4 。5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。 10．1．5 应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。
10．1．6 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压加冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76mm。 10．1．6．1 疏水系统中不能出现积存疏水的死点，疏水系统最低点应加装自动疏水器。
10．1．7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。 10．1．8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
10．1．9 高、低压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作并且也可根据疏水水位自动开启。
10．1．9．l 运行人员应定时检查各加热器水位。
10．1．10 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。
10． 1．11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。
10．1．12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。
10．1．13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。 10．l．13．l 锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行。
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10．2 防止汽轮机轴瓦损坏。
10．2．1 汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。
10．2．2 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作规程票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。
10．2 。3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。
10．2．4 在机组起停止过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。
10．2．4．l 机组大小修后及轴承进行检修后，应记录顶轴油泵开启后各轴瓦处转子的顶起高度。更换轴瓦前应严格对新瓦探伤检查。
10．2．5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。
10．2．6 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。
10．2．7 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。
10．2．7．1 油净化装置，排烟风机应正常投入。
10．2．7．2 新油到货时，应按新油标准进行验收，同时要求供货部门提供由电科院出具的检验报告。汽轮机油应按《L－TSA汽轮机油》（GBlll20－89）进行分析。 10．2．7．3 当汽轮机油装入系统后进行系统冲洗，应连续循环滤油，直至取样分析各项指标与新油无差异。颗粒度检测合格后，才能停止油系统的连续过滤循环。 10．2．7．4 机组大修时，彻底清除油系统油箱内的沉淀、油泥等杂物，油管、油箱清理后，应经有关部门验收合格后方可注油。
10．2．7．5 运行中加强对汽轮机油油温的控制，防止超温运行。
10．2．7．6 注意抗氧化剂和防锈剂的消耗，若运行油中抗氧化剂含量低于0．15％或锈蚀试验不合格，应按规定补加。
10．2．7．7 机组配备的汽轮机油滤油机应在线连续投入运行。
10．2．7．8 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。
10．2．8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。
10．2．9 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至 0.08MPa时报警，降至 0.07～0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06～0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。
10．2．10 直流润滑油泵的直流电流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配
置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
10． 2．11 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。
10．2．12 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。
10．2．13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。 10．2．13．l 在安装和检修时，开口处必须严密包扎，以防有外物掉入。 10．2．13．2 安装法兰垫圈时，垫圈的孔径应略大于管径。
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10．2．13．3 安装和检修时，若在管道上加装临时滤网或堵头，应带有尾巴，以便识别，并留有记录，以防忘拆。
10．2．14 检修中应注意主油系出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。
10．2．14．1 在停调速油泵前，应确认主油泵逆止门已开启（调速油泵电流下降），主油泵工作正常后方可停调速油泵。
10．2．15 严格执行运行、检修规程，严防轴瓦断油。 11 防止发电机损坏事故
为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》［（86）电生火字193号］、《关于转发四万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》［（88）电生计字17号］、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发［1990］14号）、《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》（能源部、机电部电发［1991］87号）和《汽轮发电机运行规程》（国电发［1999］579号）等各项规定，并重点要求如下：
11．1 防止定子绕组端部松动引起相间短路。
11．1．1 检修时检查定子绕组端部线圈及结构件紧固情况，对存在松动和磨损的部位应详细记录并查明原因，及时处理。当发现端部有环氧泥时，必须仔细查找原因，必要时用内窥镜检查下层线圈背部等处绝缘外观情况。
11． 1． 2 2 0 0MW及以上容量的发电机，在新机安装和每次大修时以及发生定子相间短路故障和定子改造后，均应做定子绕组端部振型模态试验，并对每次试验数据归档保存，以掌握发电机的状态变化。发现问题应按DL／T 7 3 5《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定》的要求采取针对性改进措施。
11．1．3 对新机应要求制造厂能提供较高质量的模态试验合格产品，并提供定子绕组端部模态出厂试验原始数据。
11．l．4 对模态试验判为不合格的发电机（振型为椭圆、固有频率在94HZ－115HZ之间），经局部调整不能解决问题的，应考虑进行端部结构改造，但改造的具体方案应由电厂会同科研、制造部门的有关专家先期进行可行性论证。对于虽然试验结果不合格经论证暂不进行改造的机组，建议考虑在线圈端部加装在线监测振动装置。振动传感器应首选光纤原理的探头，测振系统应选用性能可靠、业绩好的产品。振动监测点的定位应结合模态试验选取在线圈端部可能发生较大振动的位置上。在线监测装置应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置长期可靠工作。 11．2 防止定子绕组相间短路
11．2．1 加强对大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL／T 596－1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。
11．2．2 严格控制氧冷发电机氢气的湿度在规定允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。
11．2．2．l 认真执行DL／T651《氢冷发电机氢气湿度技术要求》，控制发电机内氢气温度保持在机内压力下露点温度25℃－0℃之间；制氢站在给发电机补氢时，须经检验确认源氢的含湿度达到湿度控制要求（露点温度老机低于25℃、新机低于50℃）。 11．2．2．2 确保发电机氢气干燥器处于良好的工作状态，定时检查设备运行状态并排除除湿积水，对设备故障应及时检修消缺，对除湿效果达不到要求的设备应积极进行技术改造和更换。新设备选型应首选除湿效果好、工作可靠的分子筛吸附式干燥器，并应带有自循环风机，以保证发电机组停机时仍可继续除湿。
11．2．2．3 制氢站及发电机内氢气湿度的监测仪表，应首选性能可靠的镜面式露点仪。用于检测发电机内氢气的湿度计应有防止油污染破坏测量效果的有力措施。在线监测的仪表，应保证仪表具有能长期可靠工作的读数准确、防爆、防油污等基本要求。要防止因湿度仪表计量失准对运行人员的误导。
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