降
7、二次滤网不能正常投运、凝汽器水室杂
物多堵塞凝汽器。
8、胶球系统投运率及收球率低引起凝汽器
冷却水管结垢，凝汽器效率降低引起真空降
低
9、循环水水质出现问题，导致凝汽器管束
严重结垢，影响换热引起真空降低
1、加热器液位标定错误，导致实际液位过
高或过低，引起端差变化
2、加热器水侧结垢、加热器堵管率超设计
隔板损坏
须进行隔板更换。
1.8
汽轮机动叶、 2、汽轮机动静间隙不符合 2、根据以往历史变化趋势，如果某级隔板
隔板损坏 标准
轴向间隙变小或者累计处理的变形量超过
3、汽轮机隔板焊缝焊接不 1mm以上的，应重点关注。
合格
3、检修期间隔板焊缝等金属检查，，检修
中要利用相控阵（超声波）等探伤手段对主
焊缝的内部是否存在有裂纹等缺陷情况进行
不严时喷水减温）发生晃动，可能导致高压
旁路门气源管路断裂，导致阀门全开
2、阀门若水平布置，长时间运行后执行器
及阀门机制部分自重有可能导致阀杆弯曲
高低压旁路系 统内、外漏及 控制系统故障
3、阀门回装精度不够，阀盖与阀座之间螺 1、高低压旁路阀误开 栓紧力不一致，导致阀芯与阀座垂直度偏差 2、高低压旁路阀内、外漏 大
3、未按规定进行机组超速 8、汽轮机膨胀不均，引起碰磨
试验
9、机组长期负荷运行时，蒸汽温度和压力
4、发电机非同期并网 控制不当，低压叶片冲蚀严重断裂
10、更换新形式汽封结构不合理，运行中掉
落引起碰磨。
11、汽缸漏汽造成缸体变形，引起碰磨
12、汽机隔板变形量超标
13、检修中联轴器螺栓紧力不够、无防松垫
14、危急保安器不动作或动作转速过高，如
飞锤或飞环导杆卡涩，弹簧在受力后产生过
大的径变形，以至与孔壁产生摩擦等，致使
危急保安器不动作或动作过迟
15、超速试验转速不稳，升速率过大
16、同步器调整超过了规定，不但会使机组
甩负荷后飞升速度升高，还会使调速部套失
去脉冲，造成卡涩
1、蒸汽品质不合格，引起转子叶片积盐腐
片等引起振动大等
汽机设备隐
1、检修中通流间隙过小超标
2、投入快冷装置停机，操作不当，进入汽
缸内气体温度过低
1.3
汽轮机转子大 轴弯曲
1、汽轮机动静间隙 2、快速停机 3、汽轮机进水
3、停机后过早揭缸，动静部件冷却过快引 起变形，大轴弯曲等 4、未按规程操作启停机，汽温短时间变化 较大
5、汽轮机进汽管道及各抽汽管道疏放水阀
2、中分面螺栓紧固不符合 准，螺栓紧力不足、失效等
标准
3、汽缸、隔板中分面存有裂纹未及时处理
3、隔板、汽缸中分面存在 4、汽封选型不合理。未根据不同的级间焓
裂纹
将合理选择汽封形式，造成汽封失效引起级
间不合理漏汽
1、EH有管道振动情况，EH油系统管道管卡
及管道支吊架布置情况
2、EH油系统管道焊缝金属检验不符合标
4、管道清洁不够，管道内部杂质随蒸汽进
入阀门腔室，阀门关闭时造成阀芯、阀座密
封面损伤
5、盘根选型、材质不符合标准
6、阀门存在局部隐患，阀杆与填料室、填
料1、压各盖种间压隙力大容。器安全阀未进行定期检验
2、运行中压力容器其安全附件（如安全阀
、排污阀、连锁、自动装置）处于非正常工
承压设备超压
1、压力容器安全阀工作异 常 2、压力容器金属检验不符 合标准
1、机组的多次打闸，阀杆 2、汽门弹簧伸缩量与汽门行程配合不正确
汽门门杆断裂
断口位置出现疲劳应力， 从而发生阀杆断裂
3、汽门门杆金属检验不符合标准 4、汽门门杆定位销销孔过大，门杆强度降
2、汽门安装工艺不良 低
5、门杆与密封套筒间隙不符合标准
2.辅机系统
1、凝汽器喉部膨胀节存在破损，引起漏真
空
2、凝汽器冷却管束泄漏，引起汽侧真空降
度降低
2、补氢系统氢纯度不合格 3、密封瓦间隙超标
4、密封油排烟风机出力不足
5、制氢站氢气品质不合格
1、汽轮机隔板运行期间隔板前后压差大，
引起隔板变形，隔板一个大修期5-6年内正
常的变形量一般不应超过0.5mm。如果变形
量发展速率、趋势异常，或者预计累积变形
1、汽轮机隔板变形，引起 量超过额定通流间隙的三分之一数值的，必
检查。
4、基建或检修期间机组内存有遗留异物
1、轴瓦顶部间隙超标
2、轴瓦紧力不符合标准
3、轴系中心不符合标准
1.9
汽轮机振动超 标
1、轴瓦检修、安装工艺不 符合标准 2、轴系中心不符合标准
4、轴瓦垫铁接触不良 5、轴瓦钨金损坏（钨金脱胎、钨金检修工 艺不良等） 6、轴瓦顶轴油、润滑油系统异常
7、导致轴瓦与瓦枕接触面发生电流腐蚀，
2.4
水淹泵房
法兰大量泄漏
3、排污泵未进行定期试运，引起排水不及
2、汛期暴雨、排水泵故障 时
4、排污泵配置数量较少，不能快速排水
5、排污泵电源异常，不能启动
1、真空系统严密性不合格，造成凝结水溶
解过多氧气
2、凝汽器热井中的除氧装置大量损坏，导
1、有过量空气溶解入凝结 致溶解氧不能析出
2.5
凝结水溶氧超 水中
1、油系统管道材质使用错误，造成腐蚀泄 漏 2、油系统法兰及阀门阀盖等使用不耐油垫 片或O型圈引起泄漏。 3、油系统周围存在有高温物体，未进行严 密隔离。 4、油系统管道长期震动，造成焊口开裂泄 漏
5、油系统运行中检修措施不彻底引起跑油
1、密封瓦检修中间隙超标
2、发电机端盖及人孔盖不严密
1.6
发电机氢气漏 氢及爆炸
1、发电机本体存在漏点 2、密封油系统非正常运行
3、密封油浮子油箱浮球阀故障，大量跑氢 4、密封油氢油压差阀故障，油压偏低后氢 气大量泄漏
5、密封油真空油箱浮球阀卡涩，密封油供
油中断，氢气大量泄漏
1、密封油差压阀、平衡阀及相关表计故障
导致空氢侧回油混合后氢气纯度下降
1.7
发电机氢气纯 1、有空气进入氢气系统 2、真空油箱浮子阀故障引起
特别是上瓦瓦枕受轴电流腐蚀情况较严重，
轴电流腐蚀严重影响瓦枕的接触情况
8、汽封间隙调整不符合标准
1.10
1、汽轮机高温高压区螺栓 1、螺栓硬度超标，标准参照DL_T_439-2006
汽轮机高温高 压区螺栓等部 件损伤、断裂
硬度超标、金属性能不符 2、螺栓表面存在缺陷
合标准
3、螺栓更换后材质选择不符合标准
低
3、大、小机轴封间隙值偏大，轴封压力未
调整或不能调整导致真空系统泄漏
4、海水流量低或温度高；循环水泵出力低
或两级三泵联络门内漏，流量下降引起真空
2.1
机组真空低于 设计值
1、凝汽器汽侧存在泄漏点 2、真空泵系统存在缺陷 3、冷却水量偏低或温度偏 高
下降 5、水塔填料结垢严重，配水管道泄漏、配 水不均等导致循环水温度偏高 6、真空本冷却器脏污、盘根泄漏量大、真 空泵装配间隙偏大等缺陷引起真空泵效率下
1、液氨储罐意外受热或罐体温度过高导致 压力超压 2、氨站喷淋装置运行情况，氨站泄漏自动 喷淋装置不能自动启动 3、未严格执行防雷电、防静电措施，未设 置符合规定的避雷装置，管道、法兰等应设 有防静电接地措施 4、氨站未建立安全管理制度 5、氨站卸氨装置应采用金属万向管道冲装 系统，严禁采用软管卸氨
发电机定子冷 却水系统工作
异常
1、定冷水系统阀门、冷却 器等内、外漏 2、定冷水补排水系统故障 3、定冷水泵跳闸
2、定冷水密封件严禁采用石棉纸等易脱落 、已破损的材料 3、定冷水系统阀门、冷却器内、外漏 4、定冷水泵出口阀门布置不符合标准 5、定冷水系统放气门设置符合标准
6、定冷水泵电气、控制部分安全可靠 1、高低压旁路后蒸汽管路冷源冲击（关闭
第一部分
序号
设备单元பைடு நூலகம்
1.主机及油系统
1.1
汽轮机超速
防止存在的隐患
检查项目
1、蒸汽品质不好，主汽门、调速汽门，抽
汽逆止门卡涩。
2、汽封汽漏汽过大造成油中进水，引起调
速和保护套卡涩
3、抗燃油不合格引起伺服阀故障
4、自动主汽门和调速汽门严密性不合格
5、调速系统迟缓率过大或部件卡涩
6、高排逆止门未关严
7、危急保安器遮断油门卡涩
门损坏或有异物，导致不能疏水，引起汽轮
机进水
1、油系统阀门存在垂直安装，可能因阀门
门芯掉落堵塞供油系统
2、切换阀阀芯的传动及连接部分的紧固件
、开口销、止转销等损坏造成阀芯脱落，引
起系统断油
1.4
汽轮机断油烧 瓦
1、油系统大量泄漏 2、轴瓦供油管道或轴瓦进 油口堵塞 3、主油泵损坏，轴瓦供油 中断
3、切换阀阀蝶与阀座密封面采用软密封材 料老化、腐蚀、松动、脱落，引起大量跑油 4、全厂停电后直流油泵不工作，造成轴瓦 供油中断 5、交、直流润滑油泵因无排气管启动后不 打油
2、检修、安装工艺不符合 4、螺栓检修工艺不当，冷紧力矩热紧弧长
标准
不符合标准
3、螺栓选材不符合标准 5、需热紧螺栓加热方法不符合标准
1.11 1.12
1、机组检修期间汽缸、隔板中分面存在局
1、汽缸、隔板中分面存在 部贯穿间隙或内张口，未及时消除
汽缸中分面及 级间不正常漏
汽
间隙或内张口
2、汽缸、隔板中分面螺栓紧固不符合标
2.7
给水泵故障 障
引起调速系统故障跳闸
3、给水泵本身缺陷
7、给水泵驱动液力偶合器勺管控制故障，
引起给水泵跳闸
8、给水泵轴承温度增高
9、给水泵轴瓦振动增大