8.2.2 检查
a)应做好部件清理工作，及时测量、记录各项技术数据，并对设备进行全面检查，查找设备缺陷，掌握设备技术状况，鉴定以往重要检修项目和技术改造项目的效果。对于已掌握的设备缺陷应进行重点检查，分析原因。
b)根据设备的检查情况及所测的技术数据，对照设备现状、历史数据、运行状况，对设备进行全面评估，并根据评估结果，及时调整检修项目、进度和费用。 8.2.3 修理和回装
a)设备的修理和回装，应严格按照工艺要求、质量标准、技术措施进行。
b)设备经过修理，符合工艺要求和质量标准，缺陷确已消除，经验收合格，才可进行回装。 c)设备检查发现不符合工艺要求和质量标准的，应及时更换。 d)回装时应做到不损坏设备、不装错零部件、不将杂物遗留在设备内。
e)设备原有铭牌、罩壳、标牌、设备四周因影响检修工作而临时拆除的栏杆、平台等，在设备回装后应及时恢复。 8.2.4 记录
设备解体、检查、修理和回装的整个过程中，应有详尽的技术检验和技术记录，字迹清晰，数据真实，测量分析准确。 8.2.5 质量控制和监督
a)检修质量管理宜实行质检点检查和三级验收相结合的方式，必要时可引入监理制。 b)质检人员应按照检修文件包的规定，对直接影响检修质量的H点、W点进行检查和签证。 c)检修过程中发现的不符合项，应填写不符合项通知单，并按相应程序处理。 d)所有项目的检修施工和质量验收应实行签字责任制和质量追溯制。 8.3 检修后验收、试运行
8.3.1 分部试运行应在分段试验合格，检修项目完成且质量认可，技术记录和有关资料齐全，有关异动报告、书面检修交底报告已交运行部门，并向运行人员进行交底，检修现场清理完毕，安全设施恢复后进行。
8.3.2 冷（静）态验收应在分部试运行全部结束、试运情况良好后进行。重点对检修项目完成情况和质量状况以及分段试验、分部试运行和检修技术资料进行核查，并进行现场检查。 8.3.3 整体试运行内容包括各项冷（静）、热（动）态试验以及带负荷试验。 8.4 检修评价和总结
8.4.1 机组复役后，应及时对汽轮机检修中的安全、质量、项目、工时、材料、费用以及机组试运行情况等进行总结并作出技术经济评价。
8.4.2 机组复役后，应尽早安排进行汽轮机热力性能试验，提交试验报告，作出评价。
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8.4.3 修编检修文件包，修订备品定额，完善计算机管理数据库。
8.4.4 设备检修技术记录、试验报告、质检报告、设备异动报告、检修文件包、质量监督验收单、检修管理程序或检修文件等技术资料应按规定归档。
8.4.5 设备或系统有更改变动，应及时在运行和检修规程中进行修订。 8.5 汽轮机检修监督的节能工作重点
为了确保通过检修，使得汽轮机各缸效率和热力系统循环效率有所提高，汽轮机检修过程中应重点对以下环节或项目进行关注：
a)汽封技术改造； b)通流间隙调整；
c)汽轮机动、静叶片清洁处理； d)汽缸及通流部件结合面处理； e)动、静叶片的修复、改造； f)凝汽器、加热器、冷却器清洗； g)加热器和凝汽器堵管、换管；
h)冷却塔塔芯部件更换、循环水滤网清理； i)真空系统查漏； j)泄漏阀门治理；
k)设备、管道及阀门的保温； l)热力系统优化改造；
m)大修前后汽轮机热力性能试验； n)凝结水泵、循环水泵、真空泵节能改造； o)冷端系统优化改造；
p)胶球系统检查或改造，收球滤网清理。 8.6 汽轮机技术改造
8.6.1 根据设备的实际情况，对存在安全隐患的设备应制定电厂中长期汽轮机安全技改规划和年度改造计划，保障汽轮机安全运行。
8.6.2 对于可提高机组出力、机组效率、增强调峰能力等重大汽轮机改造项目，要进行可行性研究，制定改造方案、施工措施，进行改造前、后性能试验，评价改造效果。 9 汽轮机运行监督 9.1 汽轮机安全指标
应统计或分析的指标主要有振动、主汽压力、主汽温度、再热汽温、排汽温度、监视段压力、润滑油压、轴承回油温度、轴承瓦温、胀差、汽缸膨胀、汽缸上下缸温差、推力瓦温度等。
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9.2 运行
9.2.1 根据机组承担负荷的性质，在寿命期内合理分配冷态、温态、热态、极热态启动、FCB和负荷阶跃等的寿命消耗。
9.2.2 汽水化学监督应严格按公司化学监督技术标准等规定进行，确保热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故。
9.2.3 对润滑油、抗燃油等的监督严格按公司化学监督技术标准等规定进行。
9.2.4 高压加热器应维持正常水位运行。如因故障停用，应按照制造厂规定的高压加热器停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的最大允许出力。 9.2.5 机组启、停及运行过程中，交、直流润滑油泵联锁应可靠投入。 9.2.6 应按有关规定，整定润滑油低油压联锁动作值。
9.2.7 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。调节系统经重大改造的机组应进行甩负荷试验。
9.2.8 应借助于计算机、数据采集和网络技术等，对汽轮机及其辅助机械、附属设备进行性能监测，综合考虑经济性和运行安全性，决定最优运行方式。
9.2.12 设备及管道编号、标志应采取规范的方式并与现场实际相符合。
9.2.13 对于运行事故分析，按国家/行业标准、技术/管理法规查找事故原因，总结经验教训，研究事故规律，采取预防措施。 9.3 汽轮机运行节能工作
9.3.1 对反映机组经济性的主要参数和指标，如主蒸汽压力、温度，再热蒸汽温度，给水温度，高压加热器投入率，凝汽器端差、背压，加热器上、下端差，机组补水率及厂用电率等进行监督。 9.3.2 根据机组设备特性、机组负荷、环境因素等优化汽轮机及其辅属设备的运行方式。 9.3.3 定期对汽轮机真空严密性进行测试，借助科学的手段，提高真空严密性。 9.3.4 提高凝汽器胶球清洗装置的投入率和收球率，保证凝汽器的清洁度。 9.3.5 减少设备运行期间“跑、冒、滴、漏”造成的能量浪费，提高机组经济性。 9.4 定期试验
9.4.1 应定期进行的主要试验包括：
a)机组超速试验；
b)主汽门、调门、抽汽逆止门活动试验； c)低油压试验； d)真空严密性试验； e)重要辅机的定期切换。
9.4.2 详细记录试验的时间、过程、结果。如果试验结果异常，应进行原因分析，并进行处理。
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10 振动监督
10.1 汽轮机振动监督应按GB/T 6075.2、GB/T 11348.2以及汽轮机运行和检修规程进行，监督设备是汽轮机主机和重要的旋转辅机。
10.2 明确机组启停过程和正常运行的轴、瓦振动幅值标准。 10.3 汽轮机振动在线监测装置、保护应可靠投入。
10.4 对检修装配过程中与振动有关的质量标准、工艺过程等进行监督，防止因检修工艺问题而产生异常振动。机组启动前应进行全面检查验收，机组启动中应按照运行规程充分暖机，防止因启动准备不充分而生异常振动。
10.5 测取机组启停的各阶段临界转速及其振动值。
10.6 绘制机组异常振动的启停波特图，与机组典型启停波特图作对比，分析机组启停时的振动状况。 10.7 测量和记录运行过程中设备振动和与振动有关的运行参数、设备状况，对异常振动及时进行分析处理。
11 汽轮机停（备）用监督
汽轮机停备用监督就是电厂汽轮机技术监督专责人员协助电厂化学技术监督专责人员对汽轮机及其辅助设备停（备）用过程中防锈蚀工作开展情况的监督。
11.1 随着我国电力装机容量的不断增大，机组运行方式也发生了变化，频繁启动，调峰运行及备用的机组增多，这些都要求采用更为方便、可靠的停（备）用防锈蚀措施，汽轮机停备用监督应按DL/T 956进行。
11.2 根据防锈蚀原理不同，防锈蚀方法主要有：
a)阻止空气进入热力设备水汽系统； b)降低热力设备水汽系统的相对湿度； c)加缓蚀剂； d)除去水中溶解氧； e)使金属表面形成保护膜。
11.3 根据热力设备在停（备）用期间的防锈蚀所处状态不同，防锈蚀方法分为干法和湿法两大类。 11.4 防锈蚀方法的主要选择原则有：机组的参数和类型、机组给水、炉水处理方式，停（备）用时间的长短和性质、现场条件、可操作性和经济性，还应该考虑下列因素：
a)停（备）用所采用的化学条件和运行期间的化学水工况之间的兼容性。 b)防锈蚀保护方法不会破坏运行中所形成的保护膜。 c)防锈蚀保护方法不应影响机组按电网要求随时启动运行。 d)有废液处理设施，废液排放应符合GB8978的规定。 e)冻结的可能性。
f)当地大气条件（例如海滨电厂的盐雾环境）。
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