TS01SZQJ010汽机调试反事故措施解析.docx

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TS01SZQJ010汽机调试反事故措施解析

松滋市凯迪阳光生物能源开发有限公司

（1×30MW）机组

汽机反事故措施

TS01-SZ-QJ010

武汉凯迪绿色能源开发运营有限公司

2011年10月

技术文件审批单

工程名称

松滋市凯迪阳光生物能源开发有限公司1×30MW机组

文件名称

汽机反事故措施调试方案

文件编号

TS01-SZ-QJ010

调试单位

武汉凯迪绿色能源开发运营有限公司

批准

审核

编制

目录

1.概述1

2.调试反事故措施的依据和标准2

3.防止恶性事故发生的措施2

4.调试反事故措施目的和危险源辨识12

5.附表13

1.概述

松滋市凯迪阳光生物能源开发有限公司1х30MW机组的一台汽轮机型号为SST400，为西门子工业透平机械有限公司生产。

本汽轮机为高温、超高压、单轴、冲动、凝汽式汽轮机，与锅炉、发电机及其附属设备组成一个成套供热发电设备，用于秸秆焚烧行业，以提供电力和提高供热系统的经济性。

机组分部调整试运和整套启动调试工作是在安装工作基本结束,各单体设备试运合格的基础上进行的，是全面检查机组及相应安装工程的设计、设备制造、施工质量和生产准备的重要环节，是保证机组能安全、经济、迅速、可靠地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的最后工序。

为了使整套启动调试工作顺利进行，以便使机组尽快安全、优质地移交生产，我们主要根据厂家和设计院各有关资料，以及电力部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》（简称新启规）和《调试工作规定》等有关规程、规范和标准为基础，结合现场实际情况编写此1#汽轮发电机组整套启动调试大纲及方案，报启动委员会批准，交试运指挥组执行。

其内容主要着眼于调试启动技术原则。

设备及系统更详细的操作步骤、维护及事故处理，应按电厂《汽轮机运行规程》和《事故处理规程》执行。

机组整套启动是在锅炉各分系统、汽机各分系统、电气各分系统、化学各分系统、热工各分系统调试完毕,都已经完全合格并具备启动条件下进行的。

本次试运是新建机组的第一次启动，参加试运的工作人员对设备及热力系统都有一个熟悉和掌握的过程，为了防止人身、设备事故的发生和扩大，尽量避免平行或交叉作业，使参加试运的工作人员保持清醒的头脑，避免产生遗漏项目，做到有条不紊。

因此，将一些平行作业或交叉作业投入的设备及系统改为依次投入。

1.1汽轮机技术规范

型号：

SST400

型式：

高温、超高压、单轴、冲动、凝汽式

制造厂：

西门子工业透平机械有限公司

额定功率：

30MW

最大出力：

31.88MW

额定转速：

5514rpm

旋转方向面向汽轮机进汽端:

为顺时针方向旋转

主汽门前额定汽温:

535℃

主汽门前额定汽压:

12.7Mpa

主汽门前额定流量:

112.464t/h（最大119.88t/h）

额定排汽压力:

6.8Kpa（绝对压力）

额定排汽温度：

38℃

额定排汽流量：

76.7t/h

循环水进水温度：

25℃（最高33℃）

给水温度：

237.2℃

汽耗率:

3.75kg/kw.h

热耗率:

8920KJ/kw.h

汽轮机转子一阶：

2536rpm

汽轮机转子二阶：

5845rpm

轴正常振动值:

≤93um

轴最大振动值：

≤121.2um

汽轮机组转动惯量：

3945.2Kg.m2

2.调试反事故措施的依据和标准

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）；

《火力发电建设工程启动试运及验收规程》中华人民共和国国家能源局（2009版）

《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号。

《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]1l1号。

《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》DL5011—92。

《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电力工业部。

《火电机组达标投产动态考核办法（试行）》[1998]国家电力公司。

《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009．1-92能源部能源基[1992]129号。

设计院及厂家提供的相关资料。

3.防止恶性事故发生的措施

3.1严格的运行管理

3.1.1建立完善的运行、试运指挥系统，提高运行、维护人员的责任感和操作的正确性，分工的明确性、指挥的统一性。

3.1.2机组启停过程中，出现的问题，应认真检查和消除，原因不明不应盲目的冲转、升速或多次启动。

3.1.3有禁止启动条件存在，必须处理，确认正常后，才能启动，重大问题应由整套启动试运总指挥或启动委员会研究决定。

3.1.4启动运行工作要有详细记录，有重大操作后，应记录操作过程和运行状态。

首次设备运行及系统投入应对运行人员进行技术交底。

3.1.5首次整套启动过程中应由整套启动试运组统一指挥，运行人员在调试人员的指导和监护下完成具体操作。

安装人员在设备运行期间不得任意操作。

运行和安装人员双方都有对设备精心维护的责任。

3.1.6调试、运行和维护设备人员应熟悉设备的位置、结构、原理、性能、操作方法和在紧急状态下处理事故的方法。

运行人员应认真监盘，精心维护设备，发现问题应及时汇报。

3.2防止汽机超速

3.2.1对油系统的要求

1）调节保安系统投入前必须有高压油、润滑油油质化验报告，只有在系统油质合格后，才允许投入调节保安系统。

2）为防止油中进水，汽封间隙应调整适当，汽封母管压力不要太高，汽封压力调节器能正常投入，汽封供汽温度调节范围不应过大。

排烟风机运行正常，轴承箱负压太高时，要节流排烟风机入口阀门。

汽机主油箱底部要坚持定期放水。

3）在运行中加强油质化验检查工作，油系统中滤网应加强清扫工作，确保油质合格。

4）对调速系统进行补油时应特别注意,应事先经过化学监督后再补油,不得补错油号、补入不合格油。

3.2.2对保安系统要求

1）要求主汽门、调门动作正常，无卡涩现象。

主汽阀关闭时间要求小于0.3秒（包括延迟时间），调节汽阀关闭时间要求小于0.4秒（包括延迟时间）。

2）机组启动前用模拟方式进行机组各通道电超速保护试验，超速保护不能正常动作时禁止机组启动。

3）电超速保护试验正常，各汽机保护动作可靠并已投入，联锁及报警信号正确。

4）主机的就地和远控停机按钮试验正常，主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀联动正常。

5）进行超速试验应有完整的试验措施，升速应平稳，不能在高转速下停留。

手打停机和紧急停机按钮需有专人看守，如汽机转速大于6065r/min应立即打闸停机。

3.2.3对调节系统的要求

1）调节阀在开启过程中不允许有卡涩、窜动现象。

2）调节系统速度变动率应在4%～5%之间，迟缓率小于0.06%。

3）超速试验前必须进行主汽阀、调节汽阀严密性试验，试验结果应符合要求。

4）要根据规程要求，定期进行以下项目的在线试验：

主遮断电磁阀动作试验。

主汽阀和调节汽阀活动试验。

功率负荷不平衡试验。

超速保护回路试验。

5）长期满负荷运行中，应有意识地做负荷变动试验，使调节阀上下动作几次，防止卡涩。

必须严格按规程规定做好“汽门的定期活动试验”。

6）各汽机保安系统必须投入，并可靠。

7）所有转速表及转速发送装置校验合格，超速试验时至少有三只独立的转速探头和转速信号发送，显示装置作监视。

8）机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。

运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

3.2.4其它要求

1）防止外来蒸汽导入抽汽管道进入汽机造成超速，启动前应仔细检查。

在事故停机时也应立即确认各抽汽逆止阀已联关。

2）汽水品质应符合化学监督要求，防止门杆结垢卡涩。

3）高压蓄能器运行中必须投入。

4）在正常停机时，打闸后应先检查有功功率表、电度表停转或逆转后再将发电机解列，或采用发电机逆功率保护解列。

严禁带负荷解列。

5）超速试验时蒸汽参数应按厂家规定执行，禁止在较高参数下进行超速试验。

3.3防止汽轮发电机轴瓦损坏

3.3.1汽轮发电机组所有油管路安装正确，支持轴承、推力轴承、发电机密封瓦安装正确，顶轴油系统冲洗合格。

3.3.2油循环清洗方法合理有效，油质合格后清扫全部滤网，油循环的临时系统和所加的临时孔板、堵板及临时滤网应全部拆除。

3.3.3油系统中的压力表，油温表及其信号变送器装置校验合格，安装位置正确、指示正确、容易读记。

3.3.4低油压联锁、保护、油位报警，各轴承金属温度，回油温度及轴向位移按规定试验正常后投入运行，注意经常调整冷油器出口油温在规定范围内。

3.3.5直流油泵联锁试验合格，检查直流电源容量和熔断器应正常，必须经常监视储电池的电能储存情况，以保证紧急停机时有足够的直流电源。

直流油泵单独运行，检查轴承回油情况，应满足停机和盘车的要求。

顶轴油泵试运正常，顶轴油压按厂家要求调整完毕，并做好记录。

直流油泵在检修期间不允许主机启动运行。

3.3.6主机冷油器的投入和切除过程中，应在监护下操作，注意放净备用冷油器中的空气，注意监视润滑油压力、流量和温度。

3.3.7机组首次启动定速，当主油泵工作正常后，停掉辅助油泵，并检查润滑油压和轴承回油，防止少油或断油。

3.3.8油系统中，油箱内滤网前后油位差应随时监视，定期清扫滤网。

3.3.9轴承金属温度与转速和该瓦承受负荷有关，在升速过程中要加强监视，特别是承载负荷较大的轴承。

经常记录各轴承油膜压力，观察其变化值。

3.3.10正常停机，先作辅助油泵、直流润滑油泵和顶轴油泵启动试验，正常后方可打闸停机。

转速降至300r/min时，检查应联动顶轴油泵。

3.3.11确保油泵出口逆止门可靠运行，应定期检查，防停机过程中断油。

3.3.12在启动机组盘车前必须先起顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压应符合原始调整值，确保转子已被顶起、轴瓦建立良好的油膜。

盘车启动后注意盘车电流变化，防止盘车状态下磨损轴瓦。

3.3.13油系统中主要监视仪表在运行中不得随意退出停用。

3.3.14定期检查主机冷油器冷却水出水侧有无油花，冷却水压应低于油压，防止冷油器泄漏引起油中带水。

3.3.15调整好轴封供汽压力、温度，防止油中进水。

3.3.16油系统管道及冷油器都应防止聚集气体，冷油器油室应设放空气门，主油泵壳体应设排空气孔，油系统管道布置应有一定倾度，以防止聚集空气。

3.3.17油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化应及时处理。

在油质及清洁度超标的情况睛，严禁机组启动。

3.3.18机组运行中，应经常检查各瓦回油情况，应保证润滑油净化装置投入连续运行。

3.4防止汽机大轴弯曲

3.4.1汽轮机本体，与汽缸相连的主汽、抽汽、疏水等管道应按设计要求正确安装，并且保温合乎要求。

特别要注意下缸的保温，下缸保温材料应紧帖缸壁。

3.4.2各段抽汽逆止门及其控制装置试验灵活无卡涩，联锁动作可靠。

各处壁温测点应校验合格，且指示正确，避免将壁温线紧贴缸壁包在保温层中，以免导线烧坏使表记失灵。

3.4.3汽轮机转子冲动前，转子必须进行连续盘车，冷态启动一般不少于12-24小时，热态启动不少于4小时。

如盘车中断应重新记时。

3.4.4首次启动盘车记录转子原始晃动值及最高点的圆周相位，记录实测的汽轮发电机组轴系各阶临界转速。

3.4.5汽机正常运行情况下，在不同转速及负荷下应经常测量各轴承振动值并掌握轴振动的规律。

3.4.6记录正常盘车电流及电流晃动范围，测取正常停机和破坏真空紧急停机惰走曲线，以及停机后各缸壁温度下降曲线。

3.4.7掌握汽缸通流部分轴向间隙和径向间隙数值。

3.4.8启动时必须确认大轴晃动，轴承振动，轴振动，轴向位移，汽缸壁温及防水检测等重要监视仪表完好投入，否则禁止启动。

3.4.9转子弯曲指示比原始值大0.02mm，不允许启动，转子弯曲恢复正常后，再连续盘车4～6小时才可冲转。

3.4.10汽机冲转前汽缸内外壁温差不超过39℃，冲转、升速运行中严格控制和调整金属温差不超限。

3.4.11冲转前主蒸汽温度具有50℃以上过热度。

3.4.12主蒸汽、抽汽、汽缸本体疏水畅通，严防汽机进水、进冷气。

3.4.13启动过程中有专人监测振动，过临界转速轴承振动超过0.08mm或轴振动超过0.10mm立即停机。

严禁硬闯临界转速或降速暖机。

停机后立即投入连续盘车，检查大轴弯曲。

3.4.14运行中应严密监视主汽温变化，如蒸汽温度在10分钟内急剧下降50℃，必需立即停机。

如主汽温度缓慢下降，应严格按照规程规定执行。

3.4.15正常运行中保持高、低压加热器、凝汽器、除氧器在规定的正常水位运行，以防止汽轮机进水和设备及管道的冲刷。

3.4.16热态启动先送汽封，后抽真空，汽封供汽温度具有14℃以上过热度，供汽温度要与转子金属温度匹配。

送汽前要充分疏水，防止有水进入汽封段。

机组热态启动前盘车短时间中断也是不允许的，应按规定保证盘车时间。

任何情况下，不得在转子静止状态下送汽封。

3.4.17严格控制轴封供汽温度，防止轴封供汽带水或轴封供汽管积水。

3.4.18机组突然甩负荷后，各抽汽管道电动门、逆止阀联锁关闭，各疏水阀联锁开启。

要密切监视汽缸壁温和各抽汽管道上下壁温，严防各加热器返水返汽，尤其要注意除氧器系统返水。

3.4.19疏水扩容器压力控制在0.02MPa以下,防止扩容器压力高,疏水不畅。

除氧器水位联锁，保护动作应调整可靠，防止除氧器满水倒入汽缸。

3.4.20机组停机后保证各减温水电动门、手动门关闭严密，严防减温水漏入蒸汽系统。

并防止凝汽器满水淹没汽缸，造成转子弯曲汽缸变形。

3.4.21停机盘车时，如盘车电流异常，应及时查明原因，并拿出可行的处理意见，也可10～20分钟盘180o间歇盘车，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。

3.4.22停机后汽缸温度较高时，不得拆汽轮机连通管、汽缸疏水管、抽汽管，防止冷空气进入汽缸，造成大轴弯曲。

汽轮机处于热状态时，不要进行凝汽器、加热器灌水查漏工作，防止下汽缸急剧冷却造成大轴弯曲。

3.5防止机组轴承出现过大振动

3.5.1机组冲转升速过程中，振动监视应有专人负责测试，记录振动的相位、频率、波形及油膜压力和轴心轨迹图，以便综合分析诊断。

3.5.2振动数值以垂直振幅为准，限值规定如下：

600r/min以下小于0.03mm，600r/min以上小于0.04mm，临界转速小于0.08mm，额定转速小于0.03mm。

3.5.3机组振动大而停机时，应立即启动盘车，测量大轴弯曲，判断转子是否发生弯曲。

3.5.4停机后发现转子弯曲过大，汽缸变形使动静间隙缩小，盘车有明显磨擦，应停止连续盘车，改间歇盘车。

3.5.5汽机处于停机时，应启动顶轴油泵连续盘车运行，直到上缸下壁金属温度100℃以下为止。

3.5.6要正确判断临界转速，防止误判断造成事故。

机组实际临界转速与设计临界转速有一定的误差，机组首次启动应测量转子实际临界转速值。

3.5.7如机组达到额定转速后，振动不断增大，应尽快查明原因及时处理。

振动不能减小时应停机处理。

3.5.8为防止发生轴承油膜振荡，机组作超速试验时应及时调整润滑油温在40～45℃。

3.5.9如机组某轴承有较大振动时，要综合轴承盖振动和轴振动分析，采取处理措施。

3.5.10应加强对抽汽管段的疏水排放，注意各抽汽管段上温度监控，以防止水进入缸内，造成水击振动。

3.6防止汽机通流部分严重磨损

3.6.1启动运行中，注意监视轴向位移和推力轴承温度变化趋势，并与类似启动相比较，变化较大时，应查明原因。

3.6.2汽缸或发电机内有明显的金属磨擦声或异常噪音，应立即打闸停机。

3.6.3电动、手动盘车均失败时，严禁强行盘车。

3.6.4机组发生剧烈振动，轴振超过121um时而保护未动时，立即打闸停机。

3.6.5禁止负荷大幅度摆动。

3.6.6运行中，汽温急剧下降50℃；启、停和变工况过程中，汽温在10min内上升或下降50℃；以及来汽管道阀门、主汽门、调速汽门冒白汽时，应打闸停机。

3.6.7当主蒸汽温度的过热度较低时，调速汽门大幅度晃动，蒸汽经过前几级的膨胀做功，温度降到饱和压力以下，在后面的级中造成水冲击，这时应注意监视轴承振动、胀差和轴向位移，如有异常，立即打闸停机。

3.7防止DCS故障后造成事故

3.7.1DCS故障后，造成控制系统不能操作，一般大部分保护及联锁失去作用，运行人员应立即手动将主机直流油泵启动。

3.7.2当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时运行人员应停止机组重大操作），同时相关人员应迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。

3.7.3运行人员到主机机头前加强监视，一但发电机出口开关跳闸转速升高，应立即打闸停机。

3.7.4若锅炉灭火，应立即打闸停机。

3.8防止高温烫伤的反事故措施

3.8.1操作压力管道阀门时，应站在侧面，并看好躲避的退路。

3.8.2冲洗水位计时，应站在水位计的侧面，打开阀门时应缓慢小心。

3.8.3应尽可能避免靠近和长时间停留在可能受到烫伤的地方，如汽、水管道的法兰盘、阀门、安全门、除氧器、热交换器等处，如需长时间停留，必须做好安全措施。

3.8.4工作服禁止使用尼龙、化纤混纺的衣料制作，以防工作服加重燃烧。

接触高温物体时，应戴手套和穿专用防护工作服。

3.8.5设备管道表面温度高于50℃时，应在经常操作、维修的设备和管道处做好保温措施。

3.9防止火灾

新机调试期间常见的火灾有两种，一种是油系统漏油至未保温或保温不良的部件或管道，引起着火事故。

另一种是木头、电线、电缆等靠近运行中部件而着火。

前者大多数是由于油系统或其它高温设备系统设计不合理或制造不良、安装不正确引起的。

后者往往是由于检查不周或疏忽大意所造成。

因此，必须一方面从根本上杜绝引起火灾的漏洞，另一方面须准备有效的检查和灭火手段。

为此，应注意以下几点：

3.9.1由于油动机底部及轴承下油管接头较多，在接近高温部件，应制订出可靠的防火措施。

3.9.2高压油管法兰有靠近高温部件的漏油后可能喷射到高温部件上，在相应部位都要加封闭罩子，并在罩子底部加疏油管。

3.9.3汽机间去主控室的电缆及穿电缆的孔洞，应采取封堵防火措施与汽机间隔离，以防止火灾蔓延扩大时危及主控室。

3.9.4对高温管道及部件的保温要作好监督与检查。

要求保温良好，保温层内不能夹杂木头、破布、电缆、电线等易燃物。

3.9.5如保温层中渗入可燃油类时，必须清除含油的保温层，重新保温。

3.9.6靠近高温设备的脚手架、木头、电线、电缆、瓦斯管及氧气瓶，均应拆除并搬离。

3.9.7装于轴承箱内的电气部件，要采取措施，防止电线外露造成轴承箱内短路失火。

3.9.8要防止油管振动、磨擦而导致漏油起火，故轴系统各油管之间不能相互接触，应有一定距离。

3.9.9运行中应认真巡视检查，及时清除漏油及火源。

3.9.10超速试验时，油压将升高到正常油压以上，应注意检查管道漏油情况，并设专人检查高压油管道。

3.9.11运行中应防止轴承箱内动静部分磨擦着火。

3.9.12油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

3.9.13油箱事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。

事故油箱必须设置在厂房外，油箱应能容两台机组的油量。

3.9.14无论什么原因引起火灾，当危及人身或设备安全时，必须立即停机。

如火势蔓延不能扑灭时，应立即打开事故放油门。

3.9.15现场必须有畅通的环形通道，完备的消防器材。

消防水必须充分备用，同时要制订有效的防火和防火措施。

试运前进行防火安全检查，组织参加试运人员熟悉各种消防器具的使用方法及一般消防常识。

整套启动期间，应在厂房内设临时消防车。

3.10防止误操作

3.10.1要充分做好机组启动试运的准备工作，学好操作规程和各项工作措施，建立、健全有关的规章制度，认真熟悉现场设备。

有条件时可进行一些实地操作的事故演习。

3.10.2被隔离不参与试运的系统要作好标记，各个阀门要绑牢、挂牌。

3.10.3重要设备启、停，必须有措施和详细的操作卡片，同时要在有人监护下进行操作。

3.10.4检修设备要有值长（指定负责人）签发操作票。

3.10.5系统投入和切换时，当值人员必须首先检查系统状态，然后再进行下步工作。

3.10.6发生有危害设备和人身安全的事故时，运行人员应当立即果断的把事故设备停下来，然后再逐级上报，防止耽误时间，扩大事故。

3.10.7准确处理事故及紧急停机操作是很关键的问题，运行人员认真研究，熟悉掌握。

3.10.8各专业人员应主动密切配合，熟悉彼此之间的设备关系，主动协作。

3.10.9统一指挥，明确分工，防止处理事故时造成混乱，导致事故扩大。

3.11防止设备超压

3.11.1为防止设备超压，除氧器、高低压加热器水侧、汽侧安全门及其它所有安全门，在正式投入前应提前整定好，并有整定记录。

3.11.2检查除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能性。

3.11.3除氧器供汽手动切换过程中操作要缓慢，如在自动切换中压力跟踪状态要保持良好，反切过程同样如此。

3.11.4高低加投入前，须保证高低压加热器水位高一、二、三值报警、保护传动正常；高低压加热器系统阀门传动正常；DCS画面仪表指示准确。

3.11.5应根据设备特点和系统的实际情况编制每台压力容器的使用操作规程。

操作规程中应包括对异常工况的紧急处理方法，并确保在任何情况下压力容器不超压、超温运行。

3.12预防和抑制轴系扭振的措施

轴系扭振是指组成轴系的多个转子，如汽轮机转子，发电机和励磁机转子等之间产生的相对扭转位移，这种位移发生时产生的振动叫轴系的扭转振动，简称扭振。

预防和抑制轴系扭振，不仅要在设计、制造时注意，也要在运行方式、机—电配合和在线监测方面采取相应措施。

3.12.1利用机组扭振在线监测装置准确测量系统冲击造成的轴系扭振的损伤。

尚未具备扭振在线监测条件的机组，只能重点监督在电力系统冲击时的振动变化情况，并在有条件时重点检查联轴器螺栓的工作情况，是否存在剪切的痕迹或扭转疲劳损坏的迹象。

3.12.2用最优控制理论来抑制轴系扭振和控制对电气扰动造成的轴系扭振，机组的转速参量的调节作用大于励磁调节的作用。

另外，缓慢地调节进汽阀，可更有效地减小扭振产生的冲击。

3.12.3对于运行人员来说，轴系扭振不像机组的机械振动那样易于发现，但应注意：

如果遇到电力系统大的扰动如发电机短路、机组甩负荷等，有可能因扭振而造成轴系损坏。

在轴系扭振造成轴系和轴系某些部件损坏时，一般都伴随着机组振动的变化，严格监视机组的振动变化，尤其是机组受到电力系统重大扰动时引起的振动变化，在一定程度可以监督轴系的扭振造成的轴系损坏。

3.12.4在电网系统的运行中增设某些限制，减少电网的瞬变过程对机组轴系的冲击：

加装滤波器从电枢中衰减掉次同步电流，加强转子磁极表面阻尼效果，抑制转子加速；在消除电网多相短路故障时，按照一定要求和次序开断有关的断路器。

3.13防止厂电动机损坏事故

3.13.1电动机可以在额定电压变动-5%至+10%范围内运行。

3.13.2电动机在额定出力运行时，相间电压不平衡不得超过5%。

3.13.3电动机大小修后投运前应检查测量电