2023发电设备设施事故征兆管理办法

发电设备设施事故征兆管理办法第一章总则第一条为超前防范发电设备设施事故的发生，加强XXXX集团有限公司（以下简称集团公司）发电设备设施事故征兆管理，制定本指导意见。第二条设备事故征兆，是指生产现场存在可能导致事故发生，或与已经发生过的事故，具有明显同类特征的各类现象和问题。第三条开展设备事故征兆管理，就是要强化安全生产的危机意识，严肃纪律、严格管理，对设备事故征兆做到及时发现、及时预警、及时整改、监督与问责，从而有效防范设备事故的发生。第四条为规范发电设备事故征兆管理，制定本办法。第五条本指导意见适用于集团公司系统各分子公司、直属机构，基层发电企业和技术监控服务单位。第二章典型的设备事故征兆第六条基础管理不到位、技术底数不清，对问题缺乏敏感性，是设备事故教训的共同表现，也是重要的设备事故征兆。（一）设备、技术管理责任没有落实到人，或责任人的技术水平不满足岗位条件，缺乏有针对性的培训。（二）设备、技术管理标准执行不严格，重要的试验、定期工作，点检定修、设备移动管理存在随意性。（三）反事故措施没有逐条对照检查落实。（四）发生同类设备事故后，不能根据事故案例，及时对照分析、采取应对措施。（五）重大危险源评估结论为一、二、三级的。（六）技术监控工作不正常，标准执行不严肃，对存在的问题视而不见、对发现的问题分析不清，监督、指导整改不到位，技术监控预警管理随意。（七）隐患排查治理等发现的问题，没有做到动态监控、闭环整改，或对存在的问题整改报有侥幸心理，设备长期带病运行。第七条设备存在不可控的状况，在一定条件下，可能导致事故发生的。（一）同类缺陷频繁发生，不能有效控制。（二）开关、阀门类设备存在缺陷，在极端工况、特殊运行方式下，可能导致设备系统失控、损坏。（三）电气设备超过检修周期，虽然定期试验数据正常，但对设备内部的易损件、绝缘件、执行机构等，缺乏同类设备解体对照分析判断，盲目运行。（四）劣化趋势明显的设备、材料，没有做到举一反三、扩大检查范围。（五）设备接近设计寿命，检查、试验标准缺乏针对性。第八条设备运行工况出现异常，原因分析不清、处置措施不当，可能导致事故发生。（一）设备、材料、系统运行方式与设计不符，在许用条件临界工况下长期运行。（二）设备、系统运行参数偏差明显超过典型参数或设计值，原因不明，长期运行。（三）存在规程规定应紧急停止设备运行的，没有及时停运。（四）设备、系统经受异常的温度、压力、电流、电压、载荷等冲击后，检查、试验项目不全，或没有做到持续跟踪监视的。第九条水力发电厂大坝沉降、位移观测、应力、渗流、边坡位移、水工洞室变形等出现劣化趋势，外观检查出现异常，库坝区存在外力破坏、山体滑坡等现象等。火电厂储灰场，沉降观测、位移观测，渗漏监测不规范或发生超出设计允许范围的变化，保护区管理不规范，存在外力破坏风险。第十条新建、改建、扩建项目，重大技术改造项目，安全风险辨识、技术论证不充分，可能导致发生事故的。（一）设备选型时，缺乏对同类设备典型事故案例收集分析，交接验收、相关规程缺乏针对性。（二）对典型设计进行优化没有充分论证被优化设备、系统，在极端运行工况时的功能及作用。（三）新设备、新技术、新材料、新工艺应用，对其运行特点和规律性认识不足，设备、系统损坏后不易修复或替代，可能严重影响机组运行的。第十一条异常天气、环境因素导致，可能引发设备事故的情况。第三章预警及整改第十二条设备事故征兆预警分二级。按照《XXXX集团有限公司生产安全事故和环境事件报告与调查规程》规定，可能构成一般事故的，定义为一般预警，可能构成较大及以上事故的，定义为严重预警。第十三条在提出预警的同时，应明确整改措施（要求）。整改措施应包括两个方面：一是控制有明显事故征兆的问题进一步发展的措施；二是防范与此共同作用引发事故其他条件产生的措施。措施主要包括：组织措施、监视运行措施、检修及技术改造方案、防范对其他（设备、人员、环境）产生影响的措施四个部分。第十四条设备事故征兆预警的提出及报送。（一）集团公司本部职能部门、分子公司、基层发电企业，承担技术监控服务的单位，都应对发现的设备事故征兆及时提出预警。（二）基层发电企业提出（收到）事故征兆预警后，要立即通知相关专业，落实整改措施，并在三日内上报分子公司。严重预警，分子公司要在两日内上报集团公司。（三）技术监控单位提出的事故征兆预警，一般预警直接发基层发电企业，同时抄送分子公司；严重预警通过分子公司下达，同时报技术监控服务单位；一般预警，技术监控服务单位要结合“技术监控月度报告”按月上报集团公司；严重预警要在两日内报集团公司。（四）分子公司提出的事故征兆预警，直接发基层发电企业。严重预警，要同时报集团公司。（五）集团公司职能部门提出的设备事故征兆预警，直接发相关分子公司和技术监控服务单位。（六）集团公司职能部门，在收到具有共性和典型性的预警，要在七日内，对全系统进行通报，并提出整改要求。收到（或发出）严重预警三日内，报集团公司分管领导，并定期向集团公司安全生产委员会报告。（七）紧急情况，各级应采用电话、传真等方式即时预警、即时报告。第十五条要正确处理好保主设备安全与经济效益的关系。各级责任主体都不得因费用投入、发电计划、检修周期等因素，主观降低可能发生的事故性质、预警等级。第十六条对设备事故征兆预警，要做到举一反三，综合运用于同类设备、同类设计原理、同类材料、同类运行工况、同类运行环境等设备。第十七条设备事故征兆预警的整改，各级都要实施挂牌督办。要明确专责人、实施周调度、对整改结果进行分级验收。第四章管理责任第十八条集团公司本部，负责本指导意见的健全和完善；建立设备事故征兆管理平台，不断完善事故征兆标准库，持续深化反事故活动；监督、指导严重事故征兆预警的整改；对设备事故征兆管理不履责问题进行责任追究。第十九条技术监控单位，对技术监控责任范围内的设备事故征兆预警负责；严格执行技术监控标准，严肃技术监控预警管理；加强对落实技术标准、反事故措施、汲取同类事故教训的监督；加强行业协作与交流，及时掌握技术、试验标准变化并及时发布；提出或审定整改的技术方案、技术措施，参加整改结果验收；对集团公司系统共性、趋势性设备事故征兆提出解决的技术方案。第二十条按照“谁提出谁维护”的原则，做好预警、整改动态信息的维护工作。集团公司委托XXXX集团科学技术研究院有限公司和XXXX集团新能源科学技术研究院有限公司，负责设备事故征兆管理平台的运行和维护，按月对设备事故征兆预警进行技术分析，对整改完成情况进行动态监控。分析及监控情况，随“技术监控月报”按月上报集团公司。第二十一条分子公司，对本区域设备事故征兆管理工作体系的健全和工作效能负责；负责对一般预警挂牌督办；组织、协调、监督设备事故征兆预警闭环整改。第二十二条基层发电企业，要加强安全生产基础工作对标管理，严肃执行各项制度标准；定期对设备状况、运行工况开展异常分析、趋势分析、影响性分析；及时发现设备事故征兆、及时提出预警；做好闭环整改的组织管理。第二十三条基层发电企业的设备管理部门，是本企业设备事故征兆管理的归口管理部门。技术监控单位的分院、专业室（所），是本区域、本专业的设备事故征兆管理的归口管理部门。第二十四条基层发电企业，设备、专业专责人，对本专业设备事故征兆的提出负直接责任；分管副职对预警等级、整改措施的制定及落实负直接责任；主要负责人对整改结果负总责。第二十五条分子公司、技术监控服务单位，相关职能部门、专业技术管理人员、领导人员，根据岗位职责，承担相应责任。第二十六条对设备事故征兆管理存在问题，不认真整改，未造成事故的，按照集团公司“安全环保问责办法”进行责任追究，发生事故的按“安全生产工作奖惩办法”进行责任追究。第五章附则第二十七条本指导意见由集团公司生产运营部负责解释。第二十八条本指导意见自颁布之日起执行。

附件1设备事故征兆预警单提出单位：签发人：日期：主送单位：预警等级：一、题目二、预警事项简述（300字以内）三、整改措施要求上报单位：附件2发电机设备事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1定子绕组绝缘损坏发电机各部位手包绝缘对地电位或泄漏电流超过规程标准；定子绕组交流耐压或者直流耐压不合格。1．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》2．DL/T1768-2017《旋转电机预防性试验规程》。1．运行时定子绕组发生单相接地故障。2．运行时定子绕组发生相间短路故障。严重2定子绕组各部位温度异常水内冷发电机定子线棒层间温度最大温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温度最大温差达8℃；定子分支水流量试验不合格。1．DL/T1164-2012《汽轮发电机运行导则》。2．JB/T6228—2019《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》。1．温度过高引起绝缘损坏。2．运行中发生定子接地故障。严重3发电机转子绕组匝间短路故障运行中转子振动幅值增加，或与历史相比在同等励磁电流时对应的有功和无功功率下降明显。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：10.4防止转子匝间短路中10.4.1规定。1．转子振动加剧。2．转子、轴瓦等部件磁化。3．转子电流增大，温度升高，被迫停机。严重4发电机铁心损坏、发热铁心局部松齿、铁心片间短路，铁心温度测点异常升高。GB/T20835-2016《发电机定子铁心磁化试验导则》。1．铁心绝缘损坏。2．定子绕组绝缘损坏。严重5封闭母线凝露封闭母线中凝露或积水。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：10.14防止封闭母线凝露引起发电机跳闸故障中相关规定。1．封闭母线单相接地。2．封闭母线相间短路。严重6碳刷打火碳刷沿滑环周边形成环火。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：10.13.4运行中碳刷打火应采取措施消除，不能消除的要停机处理，一旦形成环火必须立即停机。转子绝缘损坏、短路、起火。严重7定子绕组或冷却水回路存在泄漏点内冷水箱含氢量（体积含量）超过2%，或内冷水系统漏氢量达到0.3m3/d。1．GB/T7064-2017《隐极同步发电机技术要求》。2．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。1．发生氢爆。2．发电机定子绝缘损坏。一般8定子绕组直流电阻不平衡定子绕组直流电阻不平衡率超过1.5%。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。1．定子绕组焊接部位发生开焊、虚接等情况。2．定子绕组异常发热。一般主变设备事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1变压器油位过低变压器严重漏油或喷油，无法将油枕油位维持在最低指示限度以上。DL/T572-2010《电力变压器运行规程》。1．造成瓦斯保护动作。2．严重缺油时，变压器铁心或绕组绝缘受潮。严重2变压器油色谱异常变压器及套管油色谱数据异常，特征气体含量超过注意值，或特征气体含量有明显增长趋势。DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》。1．变压器内部放电故障。2．铁心或绕组出现过热烧损。3．套管炸裂。4．潜油泵故障。严重3铁心接地电流超标铁心接地电流异常变化。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：12.2防止变压器绝缘事故中12.2.18规定1．铁心绝缘损坏。2．变压器内部油色谱异常。严重4变压器本体声音异常运行中变压器内出现放电声音，或运行中声音异常增大且有明显杂音。DL/T573-2010《电力变压器检修导则》。1．变压器内部有局部放电。2．铁心结构件松动。3．变压器出现直流偏磁。严重5套管接头发热接线板与外部引线接头连接处、导电头与接线板连接处、导电头与变压器内部绕组引线接头连接处等部位出现过热。DL/T664-2016《带电设备红外诊断应用规范》。套管局部过热，可能引发绝缘故障。严重6套管末屏接地不良末屏部位出现发热或放电。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：12.5防止变压器套管事故中12.5.6规定。1．末屏部位放电烧损。2．套管油色谱异常。3．套管炸裂。严重7绕组介质损耗因数增大绕组介损值超过标准要求，与历年的数值比较变化超过30%。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》绕组绝缘性能下降。严重8绕组直流电阻不平衡直流电阻数据异常，绕组相间差别大于三相平均值的2%，线间差别大于三相平均值的1%，各相绕组电阻与历史值相比，差别大于2%。1．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》2．DL/T573-2010《电力变压器检修导则》。1．绕组引线连接部位接触不良，产生过热或放电故障。2．套管端部接头过热烧损。3．变压器内部油色谱异常。4．绕组匝间短路。严重9绕组频率响应曲线异常绕组间频率响应曲线横向或纵向比较偏差较大。1．DL/T911-2016《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》。2．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。1．绕组位移或变形。2．绕组层间或匝间绝缘降低。3．绕组抗短路能力下降。严重10变压器局部放电量超标对应试验电压下局部放电量超过标准要求。1．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》2．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：12.2防止变压器绝缘事故中12.2.2规定。1．变压器内放电性故障。2．绝缘材料老化击穿。严重11空载电流及损耗增大与出厂或大修后相比有明显变化。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。铁心局部短路。严重12短路阻抗增大与出厂值相差超过5%。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。绕组出现位移或变形。严重13铁心绝缘电阻明显下降铁心存在多点接地。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。铁心局部过热烧损。严重14变压器油温指示异常变压器油温表指示值明显增大。DL/T572-2010《电力变压器运行规程》。1．变压器内部温度异常上升。2．油温表故障导致无法真实反映内部温度。一般15轻瓦斯报警瓦斯继电器内有气体，发报警信号。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：12.3防止变压器保护事故中12.3.5规定。1．变压器密封不严。2．变压器内部有产气故障。一般16潜油泵跳闸潜油泵内部磨损或存在放电。DL/T573-2010《电力变压器检修导则》。1．变压器内油色谱异常。2．磨损金属杂质进入内部铁心油道，引起油道堵塞或铁心间局部短路。一般17变压器箱体局部过热变压器漏磁产生环流。DL/T664-2016《带电设备红外诊断应用规范》。变压器内油色谱异常。一般高压开关设备事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1断路器和GIS内的SF6气体绝缘性能下降断路器和GIS内的SF6气体的湿度以及气体的其他检测项目超过规程标准。1．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》2．DL/T595-2016《六氟化硫电气设备气体监督导则》。1．运行时断路器发生单相接地故障。2．分合闸时产生放电现象，造成接地故障。严重2SF6气体泄漏1．年漏气率大于1%，或采用局部包扎法检漏时SF6气体含量（体积比）大于30×10-6（每个包扎点24小时）。2．电气设备SF6气体密度继电器报警。1．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》2．DL/T595-2016《六氟化硫电气设备气体监督导则》。SF6气体泄漏，造成电气设备绝缘性能下降。严重3断路器的机械特性异常1．相间合闸不同期时间大于5ms，相间分闸不同期时间大于3ms。2．同相各断口间合闸不同期时间大于3ms，同相各断口间分闸不同期时间大于2ms。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。1．分合闸不同期，产生危及设备绝缘的过电压。2．断路器非同期合闸时，巨大冲击电流对发电机、变压器设备造成严重冲击。严重4分、合闸电磁铁的动作异常1．并联合闸脱扣器不能在其交流额定电压的85%～110%范围或直流额定电压的80%～110%范围内可靠动作。2．并联分闸脱扣器不能在其额定电源电压65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时脱扣。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。断路器发生拒分、拒合、误动等机械故障。严重5断路器导电回路接触不良1．回路电阻值超过厂家规定值。2．断路器外壳红外测温温度异常。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。1．断路器动静触头发热烧熔。2．断路器气室过热，防爆膜动作。3．断路器发生接地故障。严重6断路器绝缘拉杆拉脱事故分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置发生变化。相对位置变化或定期进行开关不同期及行程测量不符合要求。1．分合闸不到位，造成拉弧放电。2．影响正常分合闸，严重时造成断路器爆炸。严重7机构压力表校验（或调整），机构操作压力（气压、液压）整定值异常机构漏油、液压机构油泵启动频繁或补压时间过长等。Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。断路器无法正常分合闸。严重8SF6气体密度继电器异常断路器和GIS的SF6气体密度继电器报警、闭锁接点动作值超过误差范围或损坏。1．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。2．DL/T259-2012《六氟化硫气体密度继电器校验规程》。SF6气体泄漏时，不能准确的反映电气设备内部气体压力，影响设备的安全运行。严重9断路器断口间并联电容器异常1．并联电容器漏油。2．不满足以下要求：电容量初值差不超过±5%（警示值）。介质损耗因数：油浸纸≤0.5%，膜纸复合≤0.25%（注意值）。DL/T393-2010《输变电设备状态检修试验规程》。断路器分、合闸时，各个断口电压不均等，灭弧室灭弧困难，无法有效的开断设备。严重10合闸电阻值和合闸投入时间异常不满足以下要求：除按制造厂规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%。合闸电阻的提前投入时间不满足制造厂规定。1．Q/CDT107001-2005《电力设备交接和预防性试验规程》。2．DL/T393-2010《输变电设备状态检修试验规程》。限制合空线过电压作用失效。严重高压电缆设备事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1高压电缆火灾隐患1．未建立、未落实电缆维护、检查及防火、动火作业、报警等各项规章制度；2．电缆沟自动防火门失灵；3．电缆竖井和电缆沟等电缆通道的分段阻燃措施不满足要求；4．电缆通道的感温、感烟及灭火系统失灵；5．电缆夹层或沟道内有热力管道或油气管路；6．主厂房、输煤、燃油、氢站、氨区及其他易燃易爆场所未采用阻燃电缆或未按要求刷防火涂料；7．电缆中间接头未采用耐火防爆槽盒封闭；8．电缆桥架积粉严重，未及时清理；9．靠近带油设备的电缆沟盖板未进行密封；10．靠近高温管道、阀门等热体的电缆无隔热措施；11．充油电缆存在渗漏油问题。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：2.2防止电缆着火事故。1．造成高压设备停运；2．引发电缆沟火灾，机组非停或全厂停电。严重2高压电缆绝缘击穿隐患1．在雨雪、雾、霾、风沙等严重污染的环境中安装电缆附件；2．电缆邻近热力管线、腐蚀性、易燃易爆介质的管道，无防护措施；3．电缆金属护层接地不良，或接地电流异常变化；4．导体实际截面不足或负荷增容造成电缆长期过负荷运行；5．电缆终端外绝缘破损、有明显的放电痕迹，存在异味和异常声响；6．红外成像检测电缆终端、中间接头、电缆分支处等部位，显示有异常温差；7．预试过程中，纸绝缘及自容式充油电缆直流泄漏电流出现异常：（1）随时间延长明显上升；（2）随电压升高急剧上升；（3）出现周期性摆动；（4）数值偏大且不平衡系数大于2，橡塑电缆交流耐压过程中发生绝缘击穿；8．电缆外护套或内衬层破损进水或绝缘电阻低于0.5MΩ/km；9．电缆沟大量积水、积淤泥；10．铜屏蔽层电阻与导体电阻比明显增大或减小；11．电缆头室（或接线盒）存在受潮、返霜、凝露现象；12．充油电缆内部压力下降或油质劣化；13．电缆交叉互联系统试验不合格；14．电缆附件的检查，过电压保护器损坏；15．充油电缆端头绝缘介质含水量、压力不满足要求；电缆接地线未按要求安装。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：2.2防止电缆着火事故。2．DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》。3．DL/T393-2010《输变电设备状态检修试验规程》1．造成高压设备停运；2．重要电缆故障可能造成机组非停。严重3电缆外力破坏隐患1．直埋电缆或电缆沟上方堆压重物；2．直埋电缆或电缆沟上方通过重型车辆，未提前做好防护措施；3．电缆通道上方起重或搬运作业未提前做好防护措施；4．动土作业措施不当，造成掘断电缆；5．电缆通道封堵不严，动物啃咬电缆；6．电缆瓦斯管封堵不严进水，冰冻造成电缆损坏；7．电缆过度弯曲，局部受力，过度拉伸，电缆各支撑点或直角转弯处出现电缆外绝缘磨损；8．电缆敷设位置存在尖刺和棱角；9．220kV及以上电缆未按照S型布置或裕量不足。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：17.2防止外力破坏和设施被盗。2．DL/T393-2010《输变电设备状态检修试验规程》1．造成高压设备停运；2．重要电缆故障可能造成机组非停。严重汽轮机超速事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1汽轮机转速监测异常汽轮机未按要求至少安装两套转速监测装置，并分别安装在不同的转子上。汽轮机转速表显示不准确或失效。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。无法正确监视汽轮机转速，可能造成超速保护动作。严重2汽轮机抗燃油油质不合格抗燃油的油质不合格，强行启动机组。DL/T571-2014《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护导则》。导致调节系统部件、执行机构卡涩，引起调节系统异常、机组非停，甩负荷时造成严重超速。严重3阀门活动性试验异常未按照规程定期进行阀门活动性试验（包括全行程），出现异常卡涩现象,未制定应对措施。1．XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第12部分：汽轮机技术监督;2．DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》。阀门卡涩造成汽轮机超速。严重4汽门、抽汽逆止门关闭时间不合格1．未按照规程进行汽门关闭时间及抽汽逆止门关闭时间测试，测试结果不符合相关规程要求；2．抽汽供热机组的抽汽逆止门未达到关闭迅速、严密，连锁动作不可靠；布置离抽汽口较远，未设置有能快速关闭的抽汽截止门，不能有效防止抽汽倒流引起超速。1．DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》;2．DL/T711-2019《汽轮机调节保安系统试验导则》;3．XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第12部分：汽轮机技术监督。阀门关闭时间不合格，甩负荷时造成汽轮机飞升转速升高，关闭时间超标严重时，引起严重超速。严重5汽门严密性不合格未进行汽门严密性试验或试验结果不合格。1．DL/T863-2016《汽轮机启动调试导则》。2．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。汽门严密性不合格，造成惰走时间增加无法正常停机、严重时引起汽轮机超速。严重6汽轮机各项超速试验及注油试验不合格未按照规程进行汽轮机OPC超速、电超速、机械超速等各项超速试验及注油试验。DL/T863-2016《汽轮机启动调试导则》。保护动作异常造成汽轮机超速。严重7电液伺服阀卡涩1．运行中未严密监视其运行状态，出现卡涩、泄漏和系统不稳定状况；2．大修中未进行清洗、检测等维护工作。发现问题没有及时处理或更换。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。2．XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第12部分：汽轮机技术监督。电液伺服阀卡涩造成调阀动作异常引起机组超速。严重8汽水品质不合格机组启动或运行过程中，钠、氢电导率、二氧化硅、铁或铜含量监视值超过相应标准值。GB/T12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》。阀门结垢卡涩引起汽轮机超速。严重9供热抽汽快关阀动作时间超标快关阀的动作时间（包括动作延迟时间和关闭时间)大于0.5s。DL/T711-2019《汽轮机调节保安系统试验导则》。关闭时间超时引起汽轮机超速。严重10汽轮机调节系统异常机组不能带负荷稳定运行，或不能维持汽轮机在额定转速范围下稳定运行。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。2．火力(燃煤)发电企业设备问题分类标准。调节系统失灵引起汽轮机超速。严重汽轮机轴瓦损坏设备事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1汽轮机推力瓦、轴瓦钨金温度或回油温度异常机组启动、停机和运行中，推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度异常升高接近或超过报警值。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求；2．XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第12部分：汽轮机技术监督；3．厂家对轴瓦要求说明。1．瓦温及回油温度异常造成汽轮机轴瓦损坏；2．转子损坏。严重2油位计、油压表、油温表及相关的信号装置异常油位计、油压表、油温表及相关的信号装置装设不齐全、指示异常（不正确、突变或无指示）。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。无法正常监视相关参数。严重3汽轮机油质不合格油系统油质未定期化验、油质劣化不及时处理、油质不合格机组强行启动。1．GB∕T7596-2017《电厂运行中矿物涡轮机油质量》；2．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求；3．XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第12部分：汽轮机技术监督。轴瓦磨损。严重4相关保护定值、联锁保护异常润滑油压低报警、联启油泵、跳闸保护、停止盘车定值及测点安装位置未按照制造商要求整定和安装，整定值不能满足直流油泵联启的同时必须跳闸停机。对各压力开关未能采用现场试验系统进行校验，润滑油压低时不能正确、可靠的联启交流、直流润滑油泵。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求；2．XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第12部分，汽轮机技术监督。保护动作异常造成断油烧瓦。严重5未设置主油箱油位低保护未设置主油箱油位低跳机保护，液位测量方法不可靠、稳定性差，未采取三取二的方式，保护动作值未考虑机组跳闸后的惰走时间。机组运行中发生油系统泄漏时，未申请停机处理，导致处理不当造成大量跑油。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。润滑油系统泄漏时，不能及时发现，油箱油位低，造成主油泵、交、直流润滑油泵工作异常，引起汽轮机轴承断油烧瓦。严重6相关设备不符合反事故要求1．交流润滑油泵电源的接触器，未采取低电压延时释放措施，且自投装置动作不可靠。2．油系统使用铸铁阀门，各阀门门芯与地面垂直安装。主要阀门未挂有“禁止操作”警示牌。主油箱事故放油阀未串联设置两个钢制截止阀，操作手轮设在距油箱5m以内的地方，且未设两个以上通道，手轮未挂有“事故放油阀，禁止操作”标志牌，手轮加锁。润滑油管道中装设未采用激光打孔滤网，并且没有防止滤网堵塞和破损的措施。3．润滑油系统各泵出口至轴瓦之间管路上设置倒U型弯，且没有可靠的排空气措施；各泵和出口逆止门之间法兰较多，且法兰及垫片的密封状况不良；系统设置易引起管路积空气造成油泵工作不正常。4．润滑油（顶轴油）压力调整合格后未做好溢流阀（调压阀）等相关阀门的防松措施。未制定溢流阀（调压阀）的管理规定，不能有效降低检修或运行中误碰、误动风险。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求；2．XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第12部分：汽轮机技术监督；3．XXXX集团有限公司防止汽轮机设备损坏事故的指导意见。设备缺陷导致汽轮机断油烧瓦。严重7不按规程要求进行油系统相关操作1．油系统（如冷油器、辅助油泵、滤网等）进行切换操作时，未在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中未严密监视润滑油压的变化，易发生切换操作过程中断油。2．安装和检修时未能彻底清理油系统杂物，使遗留杂物堵塞油泵入口或供回油管道。不合格油质进入轴瓦。XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求。润滑油压低或导致机组跳机。一般汽轮机转子振动异常事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1转子轴裂纹1．运行过程中，振动幅值与主汽温度相关：温度升高，振动减小；温度降低，振动增大；2．振动幅值不稳定，且恶化趋势明显；3．出现明显的二倍频振动幅值；4．惰走过程中，出现明显的副临界振动峰值；5．惰走过程中，一阶临界转速下振动幅值远大于启机过程；6．一阶临界转速与原始值相比有明显降低。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：2．防止汽轮机超速和轴系断裂事故导则。导致汽轮机损坏。严重2大轴弯曲1．偏心与原始数值相差较大，且连续盘车4小时以上仍无法恢复；2．相应轴承在低转速的晃度（轴承振幅）变化较大，且连续盘车4小时以上仍无法恢复；3．临界转速下振动幅值较大或者无法通过临界转速。1．XXXX集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求：2．防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故。导致汽轮机损坏。严重3叶片断裂1．运行过程中，振动幅值瞬间增大，然后趋于平稳；2．运行过程中，振动变化量主要为一倍频分量，相位大概率发生变化；3．叶片断裂瞬间，在缸体附近能听见异响；4．停机过程中，临界转速下振动幅值发生明显变化。XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第17部分：旋转设备振动技术管理。导致汽轮机损坏。严重4汽流激振1．运行过程中，存在振动突变现象，振动突变频率约为0.5倍频；2．运行过程中，存在“门槛”负荷，超过此负荷振动发生突变，低于此负荷不会发生；3．运行过程中，轴心轨迹进动方向为正进动；4．运行过程中，振动突变与调门开启顺序和调门开度有关。XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第17部分：旋转设备振动技术管理。严重时导致机组非停。一般5油档积碳1．振动幅值波动无明显规律；2．振动幅值变化与调门开度有一定对应关系；3．油箱负压值偏高；4．油档附近汽缸保温棉安装不规范、未安装挡汽片；5．机组轴承处存在甩油及轴封漏汽缺陷；6．振动幅值变化以一倍频为主，有少量高次谐波。XXXX集团有限公司燃煤火力发电厂技术监控规程第17部分：旋转设备振动技术管理。严重时导致机组非停。一般主再热蒸汽管道失效事故征兆表序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别1再热蒸汽管道减温器失效1．检测时发现减温水喷水口存在吹损、开裂等缺陷，减温器内套筒固定螺栓脱离、开裂，减温水管座无损检测存在裂纹等缺陷。2．检测时发现减温器内壁存在热应力产生裂纹，减温器主焊口存在无损超标缺陷。3．运行过程中减温器出现故障，减温器事故造成内套筒被吹跑等。1．TSGG0001-2012《锅炉安全技术监察规程》；2．TSGG7002-2015《锅炉定期检验规则》；3．NB/T47013-2015《承压设备无损检测》、DL/T647-2004《电站锅炉压力容器检验规程》；4．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。1．再热蒸汽管道开裂失效，发生人身伤害；2．减温器失效不能正常投入，减温水无法动作不能正常减温。严重29%Cr钢主再热管道硬度偏低、组织异常主再热蒸汽管道热影响区、母材或焊缝硬度低于160HB，金相组织中马氏体板条位相完全消失，组织为铁素体+碳化物。1．DL/T884-2019《火电厂金相检验与评定技术导则》；2．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》；3.DL/T1845-2018《电力设备高合金钢里氏硬度试验方法》。管道性能劣化明显，高温高压下运行许用应力不足，造成管道蠕变断裂失效，发生人身伤害。严重39%Cr钢主再热管道IV型裂纹9%Cr钢主再热管道细晶区（软化区）位置产生蠕变孔洞，蠕变孔洞合并形成蠕变裂纹。1．DL/T884-2019《火电厂金相检验与评定技术导则》；2．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》。管道发生蠕变断裂失效，发生人身伤害。严重4低合金钢（P22/12Cr1MoV/10CrMo910等）主再热管道外表面存在严重氧化，组织老化主再热管道外表面氧化严重，硬度低于或为标准下限值，组织中珠光体（或贝氏体）完全分解，碳化物呈链状分布，出现双晶界，老化5级。1．DL/T884-2019《火电厂金相检验与评定技术导则》；2．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》；3．DL/T773-2016《火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准》；4．DL/T999-2006《电站用2.25Cr-1Mo钢球化评级标准》。管道性能劣化明显，高温高压下运行许用应力不足，造成管道蠕变断裂失效，发生人身伤害。严重5基建期9%Cr钢主再热管道局部硬度偏低、组织异常基建期对制造厂生产的9%Cr钢主再热管道进行验收时发现主再热蒸汽管道局部热影响区和母材硬度低于标准要求，金相组织中马氏体部分（或大量）分解。1．DL/T884-2019《火电厂金相检验与评定技术导则》；2．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》。导致管道性能劣化加速，管道提前失效。严重6基建期主再热管道卡块材质错用基建期对制造厂生产的主再热管道卡块进行光谱检验发现材质与设计图纸不符。1．TSGG0001-2012《锅炉安全技术监察规程》；2．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》。机组运行时卡块可能开裂导致支吊架失效，管道寿命下降。严重7基建期主再热管道弯头直接连接基建期存在主再热管道弯头直接连接现象，不符合DL/T5054-2016《火力发电厂汽水管道设计规范》第6.1.15条“弯管两端应有直管段。连续弯管两弯管中间应有直管段。其长度应符合弯管标准”要求。DL/T5054-2016《火力发电厂汽水管道设计规范》。导致机组投运后弯头位置承受较大的应力集中，管道运行存在安全隐患。严重8基建期主再热管道直管与弯管存在不等壁厚焊接基建期主再热管道直管与弯管存在不等壁厚焊接，现场安装焊缝位置存在车削形成的台阶，无法开展超声检测，导致焊缝存在超标埋藏性缺陷漏检风险。1．NB/T47013-2015《承压设备无损检测》；2．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。导致管道泄漏，发生人身伤害。严重9基建期以及在役机组主再热管道存在裂纹主再热管道母材、焊缝、热影响区、堵阀阀体、焊接管座等部位经检测发现裂纹。1．NB/T47013-2015《承压设备无损检测》；2．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。导致管道泄漏，发生人身伤害。严重10基建期以及在役机组主再热管道焊缝存在超标埋藏性缺陷根据缺陷特征和管道应力状态，可以判断缺陷具有明显扩展性的。1．NB/T47013-2015《承压设备无损检测》；2．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。导致管道泄漏，发生人身伤害。严重11制造厂监造过程发现管道生产工艺不符合要求制造厂监造过程发现主再热管道生产工艺（配管、焊接和热处理）不符合NB/T47013-2015、DL/T869-2012和DL/T438-2016等相关标准要求。1．NB/T47013-2015《承压设备无损检测》；2．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；3．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》。导致管道焊缝存在超标埋藏性缺陷，管道热影响区、母材或焊缝硬度低于标准要求，组织异常，运行存在安全隐患。严重12刚性支吊架吊杆断裂刚性支吊架吊杆断裂。DL/T1113-2009《火力发电厂管道支吊架验收规程》。1．支吊架损坏；2．管道发生泄漏或寿命下降。严重13限位装置变形或开裂限位装置存在结构件出现异常变形或开裂的现象。1．DL/T616-2006《火力发电厂汽水管道与支吊架维护调整导则》；2．DL/T1113-2009《火力发电厂管道支吊架验收规程》。支吊架损坏；管道发生泄漏或寿命下降；3．易发生人身伤害。严重14管道明显振动产生的部件失效或裂纹管道出现大振幅振动、水锤或汽锤导致管道系统、支吊架各部件及相关附件产生的失效或裂纹缺陷。1．DL/T616-2006《火力发电厂汽水管道与支吊架维护调整导则》2．DL/T292-2011《火力发电厂汽水管道振动控制导则》。1．支吊架损坏、管道或设备失效；2．管道发生泄漏或寿命下降；3．易发生人身伤害。严重15支吊架焊缝裂纹支吊架受力焊缝出现宏观裂纹或经过无损检测出的裂纹。DL/T616-2006《火力发电厂汽水管道与支吊架维护调整导则》。1．支吊架损坏；2．管道发生泄漏或寿命下降；3．易发生人身伤害。严重16主再热管道焊缝多次返修主再热管道焊缝超过两次返修。DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。多次返修导致焊缝性能下降，导致焊缝失效。严重17主再热管道支管座存在异种钢焊缝检查发现温度计管座、压力表管座、取样管管座、安全阀管座等存在镍基或奥氏体不锈钢异种钢焊缝。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．DL/T991-2006《电力设备金属光谱分析技术导则》。异种钢焊缝容易导致较大热应力，在高温高压长期运行过程中容易导致焊缝开裂。严重18基建期以及在役机组弯头补焊检查发现弯头部件存在修补焊情况。DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。弯头本身存在较大内应力，补焊区域为薄弱区域，在高温高压长期运行过程中容易导致焊缝开裂。严重19无焊接工艺评定焊接前未进行焊接工艺评定、未编制焊接工艺(作业)指导书。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．DL/T868–2014《焊接工艺评定规程》；3．NB/T47014–2011《承压设备焊接工艺评定》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效。严重20焊接人员资质不符焊接操作、检验、检测、热处理人员所持资质证书不符，或其资格证书未在有效期内。DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》、DL/T679-2012《焊工技术考核规程》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效；3．焊缝存在超标缺陷未检出。严重21焊接材料不符合要求1．焊接材料的存放、管理不符合相关规定；2．焊条的烘焙、保温不符合要求；3．焊丝在使用前未进行清除锈、垢、油污。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．JB/T3223-2017《焊接材料质量管理规程》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效；3．焊缝存在超标缺陷概率增大。严重22焊接设备不符合要求1．焊接设备(含热处理设备、无损检测设备)及仪表未进行定期检查，部分设备或仪表超过校验有效期；2．焊接用气体不符合要求。1．GB/T4842-2017《氩》；2．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效；3．焊缝存在超标缺陷概率增大。严重23未按照焊接工艺（作业）指导书施工作业坡口制备、焊缝组对要求、预热及层间温度、焊接方法和工艺参数、后热和焊后热处理等工艺与焊接工艺（作业）指导书不符。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．DL/T819-2010《火力发电厂焊接热处理技术规程》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效；3．焊缝存在超标缺陷概率增大。严重24焊接质量验收检验检查不符合要求1．焊接质量的检查和检验，未实行三级检查验收制度，未采用自检与专业检验相结合的方法，未进行焊接工程质量验收及质量等级评定；2．焊接质量检查应包括焊接前、焊接过程中和焊接结束后三个阶段，质量检查项目未按标准执行；3．焊接接头的质量检查未按照先外观检查后内部检查的原则进行。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．DL/T5210.5-2018《电力建设施工质量验收规程第5部分：焊接》；3．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效；3．焊缝超标缺陷漏检。严重25未见焊接过程记录文件1．未见焊接热处理、焊接检验记录；2．未见受监焊口的质量检验、焊接热处理的质量评价报告和焊接热处理过程记录曲线。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．DL/T819-2010《火力发电厂焊接热处理技术规程》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效。严重26不合格焊接接头处理不符合要求1．未查明造成不合格焊接接头的原因；2．未制定返修措施，返修后还未按原检验方法重新进行检验；3．返修焊缝不符合要求：表露缺陷应采取非机械方式消除；同一位置上的挖补次数超过三次，耐热钢超过两次；未重新进行热处理。DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。1．焊接质量无法满足要求；2．焊缝早期失效。严重27固定支架连接不牢固固定支架与管道连接不牢固，出现松动或管道下沉。DL/T616-2006《火力发电厂汽水管道与支吊架维护调整导则》。1．支吊架损坏；2．管道发生泄漏或寿命下降。一般28铸造堵阀异种钢补焊检查发现铸造堵阀存在大面积的镍基或奥氏体不锈钢异种钢补焊。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．DL/T991-2006《电力设备金属光谱分析技术导则》。异种钢焊缝容易导致较大热应力，在高温高压长期运行过程中容易导致焊缝开裂。一般29三通、堵阀部件与管道异径焊接检查发现三通、堵阀部件与主管连接焊缝为结构突变的异径焊接焊缝。DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。结构突变容易引起较大结构应力，在高温高压长期运行过程中容易导致焊缝开裂。一般309%Cr钢主再热管道硬度偏低、组织异常主再热蒸汽管道母材或焊缝硬度160-185HB（管件硬度160-180HB，热影响区硬度160-175HB），金相组织中马氏体部分（或大量）分解。1．DL/T884-2019《火电厂金相检验与评定技术导则》；2．DL/T438-2016《火力发电厂金属技术监督规程》；3．DL/T1845-2018《电力设备高合金钢里氏硬度试验方法》。高温高压工况下运行，主再热管道硬度和组织继续劣化，可能导致管道早期开裂失效，易发生人身伤害。一般31基建期主再热管道焊缝布置不合理基建期主再热管道对接焊缝或对接焊缝与接管座角焊缝之间间距小于标准要求。1．DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》；2．DL/T5054-2016《火力发电厂汽水管道设计规范》。导致机组投运后焊缝位置应力集中，易于造成管道运行存在安全隐患。一般32恒力弹簧支吊架异常1．指针处于极限位置或指针受压弯曲；2．支吊架损坏失效。DL/T1113-2009《火力发电厂管道支吊架验收规程》。1．支吊架结构件变形或断裂；2．管道下沉或寿命下降。一般33变力弹簧支吊架弹簧失效1．变力弹簧支吊架的弹簧锈蚀损坏；2．支吊架严重过载或欠载。DL/T1113-2009《火力发电厂管道支吊架验收规程》。1．支吊架损坏；2．管道发生泄漏或寿命下降。一般水电站大坝事故征兆表一、混凝土、砌石重力坝序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别坝基岩体破坏或岩体变形持续过大坝基、抗力岩体已严重淘刷，出现明显的错动或滑移等迹象；坝基变形监测值（基岩露头、基础廊道、平洞变形测点的监测值）过大且无收敛趋势；岩体深部断层和软弱层的变形监测点检测值过大且无收敛趋势；坝基变形过大已导致上部结构损坏。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．危及大坝稳定。2．地基深部地质缺陷变形严重。3．影响整体结构安全或防洪安全。严重地基渗透变形加剧坝基渗流量、扬压力逐步增大，或有渗透变形；地基下游出水点或岩溶地基相关溶洞出水水量异常增大，水质变化；坝基析出物较多。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．影响大坝结构稳定。2．大坝防渗措施失效。3．地基有渗流冲蚀。4．危及大坝安全。严重边坡整体失稳边坡的边界条件发生恶化（如边坡内部存在剪切变形或后缘已拉裂），实际运行承受的主要荷载超过设计值，岩体和控制性结构面的物理力学参数明显降低；近期遭受特大暴雨或强烈地震作用；枢纽工程边坡或近库岸边坡呈整体失稳迹象。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．危及坝体结构安全，或导致泄洪设施无法使用。2．水库报废或涌浪漫坝。严重坝基应力过大坝踵出现拉应力，拉应力区穿过帷幕中心线或出现大规模开裂，或坝趾压应力超过允许值，出现了较大的压缩变形。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．影响大坝结构稳定。2．危及大坝安全。严重坝体应力过大根据坝体的变形、应力、应变等监测资料，发现坝体结构压应力过大，出现混凝土脱落或碎裂现象；坝体结构拉应力过大，且对应部位有结构性裂缝。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．压应力过大有存在较大的混凝土大面积压坏的可能性。2．拉应力过大可能会危及坝体结构安全或破坏坝基帷幕。严重较大的坝体裂缝坝体出现规模较大的贯穿性裂缝。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。坏破了坝体结构的整体性，严重影响结构安全性，破坏坝基帷幕。严重坝体变形大坝体变形较大，沉降、位移等监测量超过一般规律值，且呈增大趋势。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。大坝存在失稳可能。严重坝体防渗结构失效坝体防渗结构全面失效，坝体溶蚀、析钙严重，或坝体渗透压力普遍较高，渗流量高，渗透压力强度系数或扬压力强度系数超标，或混凝土腐蚀等病害严重。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响大坝结构安全。严重泄洪、消能设施总体布置不合理泄洪运行时，发生有危害性的漩涡或回流造成严重冲刷破坏，对下游消能与防冲设施或坝基抗力岩体、岸坡危害较大。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。对下游消能防冲建筑物造成严重冲刷或淤积。严重泄洪、消能设施结构不安全孔洞补气或排气设施不完善的；无压洞或通气孔内出现异常声音；已无法正常泄洪；监测到较大较强泄洪雾化，相应防治（护）措施不足；泄水建筑物（含廊道）现场巡视检查或监测数据异常；泄水建筑物发生异常变形，倾倒、上抬、贯穿性结构裂缝、严重渗漏或有渗流破坏迹象等；有压孔洞监测成果明显异常、隧洞外部山体渗流异常、钢衬外水压力异常；无压洞衬砌出现明显开裂、缺陷、塌落、失稳、渗漏等现象；下游冲坑危及挡水建筑物安全。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。危及主体建筑物运行安全。严重金属结构起闭不安全启闭过程有振动、卡阻等异常情况；寒冷地区的防冰冻措施不可靠。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．影响防洪安全。2．存在漫坝或无控制泄放风险严重边坡局部失稳稳定安全系数基本满足规范规定，存在整体变形但无失稳迹象；或虽有失稳迹象，但失稳仅造成坝体结构局部损伤1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。边坡存在进一步恶化的可能。一般坝体应力较大坝踵出现拉应力，但拉应力区未穿过帷幕中心线；或坝趾压应力超过允许值，但未发现较大的压缩变形。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。对坝体结构安全度存在一定影响。一般坝体裂缝存在少量的贯穿性裂缝。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响结构整体性。一般坝体变形较大坝基累积变形较大但已收敛，变形虽导致上部结构局部损伤，但不影响整体结构安全；或坝基变形未收敛，但不会影响上部结构整体安全。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。对坝体运行性态存在一定影响。一般坝基防渗存在局部缺陷渗控体系存在局部缺陷，不影响大坝安全。覆盖层地基、岩基软弱夹层渗透坡降≥允许值，但无渗透不稳定变形迹象或虽有渗透不稳定变形但尚不影响大坝安全。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响大坝渗流稳定。一般二、混凝土拱坝序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别拱座、坝基岩体破坏或岩体变形持续过大拱座、坝基、抗力岩体已严重淘刷，出现明显的错动或滑移等迹象；拱座、坝基变形监测值（基岩露头、基础廊道、平洞变形测点的监测值）过大且无收敛趋势；岩体深部断层和软弱层的变形监测点检测值过大且无收敛趋势；拱座、坝基变形过大已导致上部结构损坏。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．危及大坝稳定。2．地基深部地质缺陷变形严重。3．影响整体结构安全或防洪安全。严重地基渗透变形加剧坝基渗流量、扬压力逐步增大，或有渗透变形；地基下游出水点或岩溶地基相关溶洞出水水量异常增大，水质变化；坝基析出物较多。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．影响大坝结构稳定。2．大坝防渗措施失效。3．地基有渗流冲蚀。4．危及大坝安全。严重边坡整体失稳边坡的边界条件发生恶化（如边坡内部存在剪切变形或后缘已拉裂），实际运行承受的主要荷载超过设计值，岩体和控制性结构面的物理力学参数明显降低；近期遭受特大暴雨或强烈地震作用；枢纽工程边坡或近库岸边坡呈整体失稳迹象。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．危及坝体结构安全，或导致泄洪设施无法使用。2．水库报废或涌浪漫坝。严重坝体、拱座应力过大根据坝体、坝肩的变形、应力、应变等监测资料，发现坝体、坝肩结构压应力过大，出现混凝土脱落或碎裂现象；坝体、坝肩结构拉应力过大，且对应部位有结构性裂缝。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．压应力过大有存在较大的混凝土大面积压坏的可能性。2．拉应力过大可能会危及坝体．坝肩结构安全或破坏坝基帷幕。严重较大的坝体裂缝坝体出现规模较大的贯穿性裂缝。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。坏破了坝体结构的整体性，严重影响结构安全性，破坏坝基帷幕。严重坝体变形大坝体变形较大，沉降、位移等监测量超过一般规律值，且呈增大趋势。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。大坝存在失稳可能。严重坝体防渗结构失效坝体防渗结构全面失效，坝体溶蚀、析钙严重，或坝体渗透压力普遍较高，渗流量高，渗透压力强度系数或扬压力强度系数超标，或混凝土腐蚀等病害严重。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响大坝结构安全。严重坝体裂缝存在少量的贯穿性裂缝。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响结构整体性。一般坝基变形较大坝基处理基本满足规范规定；坝基变形偏大，但尚未导致坝体防渗结构破坏。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响坝基运行稳定。一般边坡局部失稳稳定安全系数基本满足规范规定，存在整体变形但无失稳迹象；或虽有失稳迹象，但失稳仅造成坝体结构局部损伤。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。边坡存在进一步恶化的可能。一般坝体、拱座应力过大压应力不满足规范规定，但不存在混凝土大面积压坏的可能性；拉应力不满足规范规定，但相应工况下对应部位已经或可能会发生的结构性裂缝既不会危及结构安全，也不会破坏坝基帷幕。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响坝体结构安全度。一般坝体防渗结构存在缺陷渗控体系存在局部缺陷，不影响大坝安全。软弱夹层渗透坡降超出安全允许范围，但无渗透变形失稳迹象或局部渗透变形失稳不影响大坝安全1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。影响大坝渗流稳定。一般三、碾压式土石坝序号征兆名称征兆内容判断依据产生后果预警级别坝基渗透变形加剧坝基已出现集中渗漏且渗流量逐步增大、坝脚渗水混浊等渗透破坏迹象。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．影响大坝结构稳定。2．地基有渗流冲蚀。严重坝坡破坏因坝基变形过大已使坝坡出现大面积塌滑或裂缝，或有明显的趋势性变形；坝上游护面破坏、滑坡、沉陷等；下游坝坡滑坡、沉陷、隆起、裂缝、管涌、渗水、细料流失。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。1．危及坝体结构安全。2．水库报废或涌浪漫坝。严重大坝面板破坏坝面板垂直压性缝挤压破坏，中部以上面板混凝土崩裂；面板堆石坝的面板与防浪墙底部挤压破坏、面板隆起、塌陷、裂缝、冻融、渗漏，面板压性缝挤压破坏，面板周边缝和垂直缝的接缝止水断裂和剥落、老化。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。大坝存在失稳、溃坝可能。严重坝体变形大坝体变形最大值超过工程经验值；面板周边缝变形、面板挠度和压应变最大值超过工程经验值。1．《水电站大坝运行安全评价导则》（DL/T5313-2014）；2．《水库大坝安全评价导则》（SL258-2017）。大坝存在失稳、溃坝可能。严重坝体防渗体严重损坏坝下游坡有高于下游水面的明显渗水