1. 汽轮机：
1.1. 主机轴承振动≥50μm，或突变≥20μm。 1.2. 主机轴承轴振动≥180μm，或突变≥50μm。 1.3. 主机轴承温度≥报警值。 1.4. 主机润滑油压≤报警值。 1.5. 轴向位移≥报警值。 1.6. 胀差≥报警值。
1.7. 汽机OPC不能正常动作。
1.8. 汽门严密性不合格，在额定参数时汽轮机不能维持稳定额定转速。 1.9. 汽轮机任一主保护不能正常投入。
1.10. 运行期间，汽轮机内缸上下温差≥35℃，外缸上下温差≥50℃。 1.11. 主汽门关闭时间严重超长（超过800ms）。 1.12. 汽门存在卡涩现象。 2. 继电保护装置：
2.1. 继电保护专用接地铜排未敷设或不合格。
2.2. 保护用电流互感器伏安特性和10%误差曲线不合格。 2.3. 发变组出口断路器没有防止非全相运行的失灵保护。 3. 直流电源系统的配置不符合反措要求。 4. 计量装置
4.1. 贸易结算用电能表准确度等级低于0.2S。 4.2. 电压互感器二次导线压降大于0.25%。
4.3. 电压互感器准确度等级低于0.2，电流互感器准确度等级低于0.2S；
5. 变压器：
5.1. 本体油中总烃含量大于150×10-6，或者氢气含量大于150×10-6，且烃类气体
总和的产气速率大于0.25ml/h （开放式）和0.5ml/h （密封式），或相对产气速率大于10％/月。套管油中氢气含量大于500×10-6，或甲烷（CH4）含量大于100×10-6。
5.2. 本体油中C2H2含量大于5×10-6（500kV变压器为1×10-6）。套管油中C2H2含
-6-6
量大于1×10（220kV－500kV变压器），大于2×10（110kV及以下变压器）。 5.3. 局部放电测试在线端电压为1.5Um/
为1.3Um/
时，放电量大于500pC；在线端电压
时，放电量大于300pC 。
5.4. 绝缘电阻低于10000MΩ,且低于上次试验值的70%。 5.5. 运行中铁芯接地电流大于0.5A。（规程小于0.1A） 5.6. 绕组变形试验判定有明显问题。
1
5.7. 油箱表面局部热点温升大于80K。 5.8. 套管缺油。 6. 发电机：
6.1. 发电机进行定子绕组端部振动模态试验时，端部振动模态频率落在94～
115Hz之间的椭圆振型。
6.2. 发电机转子绕组存在匝间短路，转子存在磁化现象。 6.3. 转子绕组存在一点接地故障。
6.4. 发电机漏氢量≥ 30m3/d。（规程为≤10m3/d）。 6.5. 氢冷机组中氢气纯度低于96%，12小时内仍不能恢复。
6.6. 漏氢在线监测系统报警，即内冷水箱漏氢量≥2%、封闭母线漏氢量≥0.5%。 6.7. 发电机定子绕组内冷水pH值或铜离子含量长期超标。
6.8. 经采取措施无效且确认测温元件无误后，发电机定子线棒层间最高与最低
温度差值≥8K，发电机定子绕组出水最高与最低温度差值≥8K。任一定子线棒温度≥90℃或任一出水温度≥85℃。 6.9. 发电机定子铁芯运行温度超过运行规程要求。 6.10. 发电机转子滑环表面碳粉或污秽较多，滑环表面打火。 7. 励磁系统
7.1. 并列运行的整流柜的均流系数低于0.85。
7.2. 励磁系统的各种限制环节不满足发电机许可的最大工作范围，与机组保护
定值不相配合（如过励磁限制环节与机组保护中的过励磁保护定值不相配合、励磁系统强励能力及过励限制特性与转子过负荷相关保护定值不配合、V/Hz限制动作值与发变组过激磁保护不配合、低励限制与失磁保护的整定关系相配合对于自并励系统，励磁变过流保护与励磁调节器过励反时限限制不配合等）。
7.3. 在电源电压偏差为+10％～-15％、频率偏差为+4％～-6％时，励磁控制系统
及其继电器、开关等操作系统不能正常工作。
7.4. DCS有关励磁系统的显示，与励磁系统设备就地显示数据及状态不一致，
并与实际运行工况不相符，偏差超过0.5％。 7.5. 励磁变压器的冷却系统风机不能正常工作。 7.6. 整流柜冷却风机不能正常工作。
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7.7. 调节器任一通道出现不能以自动方式运行的情况。 7.8. PSS不能正常工作。 8. 锅炉
8.1. 采用轴流风机的，空预器压差增大烟气侧超过1500Pa。 8.2. 采用轴流风机的，暖风器压差增大超过800Pa。 8.3. 轴流风机无喘振监测信号或取消喘振跳闸保护。 8.4. 轴流风机电流波动超过10A。
8.5. 动叶可调轴流风机噪声、振动显著增大。 8.6. 空预器入口或出口温度突升30℃。 8.7. 空预器电流摆动超过5A。
8.8. 炉膛负压不稳定，摆动超过250Pa。 8.9. 磨煤机正常运行时出口温度突升超过10℃。
8.10. 磨煤机出口温度正常而粉仓温度升高超过100℃（烟煤）、150℃（贫煤
无烟煤）。
8.11. 承压部件安全阀卡涩或拒动。
8.12. 炉膛压力传压管堵塞致使MFT动作不可靠。 8.13. 锅炉任一主保护不能正常投入。
8.14. 主蒸汽、再热蒸汽管道金属强度明显降低。 9. 热工
9.1. DCS、DEH、MFT、TSI、ETS、火检系统的供电电源不是双路供电的。 9.2. DCS、DEH、MFT、TSI、ETS、火检系统的供电电源，切换时间不满足规程
要求的。
9.3. DCS处理器脱网报警。 9.4. 热控保护误动或拒动。 9.5. DCS通讯中断操作员站全死。 10. 化学环保
10.1. 水汽下列指标持续超标一周以上时间：
机组类型 氢电导率 μs/cm 硬度 μmol/L 溶解氧 μg/L （不适于加氧处理） 钠 μg/L 水样 pH 3
凝结水（精处理前） 超临界机组 凝结水（精处理后） 给水 蒸汽 凝结水（精处理前） 凝结水（精处理后） 超临界以下汽包炉 给水 炉水 蒸汽 凝结水（精处理前） 超临界以下直流炉 凝结水（精处理后） 给水 蒸汽 ≥0.30 ≥0.151 ≥0.202 ≥0.20 ＞0.30 ＞0.20 ＞0.30 ＞0.30 ＞0.30 ＞0.20 ＞0.20 ＞0.30 ＞2 ＞2 ＞30 ＞7 ＞30 ＞7 ＞30 ＞7 偏离规定范围 >1 ＞5 偏离规定范围 偏离规定范围 偏离规定范围 ＞5 ＞5 10.2汽轮机润滑油：颗粒度、水分持续超标达3个月以上（检测周期为3个月，连续2次定期检测不合格）。
10.3汽轮机抗燃油：颗粒度、水分持续超标达1个月以上。（检测周期为1个月，连续2次定期检测不合格）。
10.4水冷壁向火侧结垢速率＞80g/(m2.a)，评价为三类。 10.5凝结水精处理系统退出运行超过1周的。
10.6没有脱硫设施项目改造，脱硫设施月度投运率低于95%。 10.7汽轮机叶片结盐量大于10mg/(cm2·a)，评价为三类。
10.8省煤器、水冷壁、过热器、再热器管内有局部溃疡性腐蚀或点蚀大于1mm。
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