由于除氧器是混合加热设备，所以其后必须有水泵提高压力进入锅炉，这个水泵就成为给水泵。
电动给水泵耗用的是电厂的发电量（厂用电），是主机从煤经过一系列能量转换而成的，而汽动给水泵是消耗的蒸汽的热能，是由煤经锅炉转换成主蒸汽做功后或不做功入给水泵小汽轮机直接拖动给水泵。
也就是说给水泵小汽轮机的拖动蒸汽有二种可能，一种是锅炉的新汽，一种是入主汽轮机后，作了部分功的抽汽。后者是实现了能源的梯级利用，增加了抽汽量。其排汽有二，一为排入回热系统的除氧器，作为回热用，另为排入供热系统作为供热量的一部分，因此热电厂给水泵汽轮机是背压机组，没有冷源损失，能效很高。
大型发电机组（300MW以上机组）一般采用一台电动给水泵，两台汽动给水泵的配置，电动给水泵作为启停机、事故备用，电动给水泵的调节主要依靠液力耦合器勺管调节，配合锅炉上水调节阀。汽动给水泵冲转并暖机至3000转/min后，转入“遥控”运行方式，由转速调节控制给水量。其驱动小汽轮机的汽源为辅汽和四抽、冷端再热蒸汽三路汽源，排气排入凝汽器。
文章视频来源于网络，如有侵权请联系作者删除！向原创致敬！什么是汽蚀
泵中的液体局部压力下降到临界压力时，液体中便会产生气泡。汽蚀是气泡聚集、运动、分裂、消灭的全过程。临界压力一般接近汽化压力。
什么叫汽蚀余量？什么叫吸程？
泵在工作时液体在叶轮的进口处因一定真空压力下会产生汽体，汽化的气泡在液体质点的撞击运动下，对叶轮等金属表面产生剥蚀，从而破坏叶轮等金属，此时真空压力叫汽化压力，汽蚀余量是指在泵吸入口处单位重量液体所具有的超过汽化压力的富余能量，单位用米标注，用（NPSH）r。
吸程即为必需汽蚀余量Δh：即泵允许吸液体的真空度，亦即泵允许的安装高度，单位用米。 吸程=标准大气压（10.33米）-汽蚀余量-安全量（0.5米） 标准大气压能压管路真空高度10.33米。
例如：某泵气蚀余量为4.0米，求吸程Δh
解：Δh=10.33-4.0-0.5=5.83米
各自计量单位及表示字母？
汽蚀余量指泵入口处液体所具有的总水头与液体汽化时的压力头之差，单位用米（水柱）标注，用（NPSH）表示，具体分为如下几类：
NPSHa——装置汽蚀余量又叫有效汽蚀余量，越大越不易汽蚀；
NPSHr——泵汽蚀余量，又叫必需的汽蚀余量或泵进口动压降，越小抗汽蚀性能越好；
NPSHc——临界汽蚀余量，是指对应泵性能下降一定值的汽蚀余量；
[NPSH]——许用汽蚀余量，是确定泵使用条件用的汽蚀余量，通常取 [NPSH]=（1.1～1.5）NPSHc。
一、汽动给水泵组
1、汽动给水泵组模型图图片
2、汽动给水泵组图图片
3、简介
本机组给水泵采用小型汽轮机来驱动（无备用电动泵），与电动给水泵相比，汽轮机驱动给水泵具有如下优点 :
⑴ 汽动给水泵转速高、轴短、刚度大、安全性好。当系统故障或全厂停电时，仍可保证锅炉用水。
⑵ 采用大型电动机驱动给水泵时启动电流大，启动困难，而汽动给水泵不但便于启动，而且可配合主机的滑压运行进行滑压调节。
⑶ 大型机组若采用电动给水泵，其耗电约为全厂厂用电的50％，采用汽动给水泵则可降低厂用电，增加供电量3～4%。
⑷ 可以变速运行来调节给水泵的流量，因而可省去电动给水泵的变速器及液压联轴器。 但是，因汽轮机的启动时间长，汽水管路复杂，还需要设置备用汽源等，因此汽轮机驱动给水泵也有其缺点。
二、汽动给水泵组安装过程图片
三、汽动给水泵组给水系统
1、给水系统图片
2、进汽系统
图片
机组启动调试阶段进汽来自于辅汽系统的小机调试用汽；低负荷运行时进汽来自冷段的小机高压进汽；正常运行时进汽来自四抽的小机低压进汽。
3、汽动给水泵组润滑油系统
图片
4、汽动给水泵组
轴封系统、本体疏水系统、排汽系统、机械密封水系统等
（1）小机轴封系统供汽来自于大机轴封系统，漏气接至轴封冷却器
（2）小机本体疏水接至大机疏水集管；
（3）小机排汽通过排汽管接至凝汽器；
（4）给水泵密封水进水来自密封水调节装置内的凝结水减温水，出水通过水封管进入凝汽器。必需汽蚀余量和有效汽蚀余量有何区别
汽蚀余量分有效气蚀余量NPSHa和必须气蚀余量NPSHr。泵的必须汽蚀余量是泵的特性，由设计决定，泵的有效汽蚀余量由工艺管路决定。
对于给定泵，在给定转速和流量下必需具有的汽蚀余量称为必需汽蚀余量，常用NPSHr表示。又称为泵的汽蚀余量，是规定泵要达到的汽蚀性能参数。NPSHr和泵的内部流动有关，是由泵本身头定的，其物理意义是表示液体在泵进口部分压力下降的程度，也就是为了保征泵不发生汽蚀，要求在泵进口处单位重量液体具有超过汽化压力水头的富余能量。必须汽蚀余量与装置参数无关，只与泵进口部分的运动参数（vo、wo、wk等）有关，这些运动参数在一定转速和流量下是由几何参数决定的。这就是说NPSHr是由泵本身（吸水室和叶轮进口部分的几何参数）决定的。对于既定的泵，不论何种介质（黏性大介质因影响速度分布除外），在一定转速和流量下流经泵进口，因速度大小相同故有相同的压力降，即NPSHr相同。所以NPSHr与液体的性质无关（不考虑热力学因素）。NPSHr越小，表示压力降小，要求装置必须提供的NPSHa小，因而泵的抗汽蚀性能越好。因此:r代表required必需的，由泵本体决定，具体与转速，叶轮形式等有关；
有效汽蚀余量是指由泵安装条件所确定的汽蚀余量，常用NPSHa表示。又称为装置汽蚀余量，是由吸入装置提供的在泵进口处单位重量液体具有的超过汽化压力水头的富余能量。NPSHa越大，泵越不容易发生汽蚀。有效汽蚀余量的大小与装置参数及液体性质（p、pv等）有关。因为吸入装置的水力损失和流量的平方成正比，所以NPSHa随流量的增加而减小。因此: A代表available有效的，可以提供的，这个由系统和管路决定，必须经过严格计算；
要保证泵不气蚀，NPSHa必须大于NPSHr。具体大多少，各种不同形式的泵都有经验值, 一般把泵的必须汽蚀余量增加0.5-1m的富余能头作为允许汽蚀余量。
汽蚀有哪些危害
A 过流部件腐蚀
腐蚀原因有两个：一是由于气泡破灭时产生高频（600~25000HZ）冲击，压力高达49Mpa，致使金属表面出现机械剥蚀；二是由于汽化时放出热量，并有温差电池作用产生水解，产生的氧气使金属氧化，发生化学腐蚀。(公众号:泵管家)
B 泵性能下降
泵汽蚀时叶轮内的能量交换受到干扰和破坏，在外特性上的表现是Q-H曲线，Q-P、Q-η曲线下降，严重时会使泵中的液流中断，不能工作。
对于低比转速，由于叶片间流道窄而长，一旦发生汽蚀，气泡充满整个流道，性能曲线会突降。对于中高比转速，流道短而宽，因而气泡从发生发展到充满整个流道需要一个过渡过程，相应的性能曲线开始是缓慢下降，之后增加到某一流量时才急剧下降。
离心泵最易发生汽蚀的部位
a.叶轮曲率最大的前盖板处，靠近叶片进口边缘的低压侧；
b.压出室中蜗壳隔舌和导叶的靠近进口边缘低压侧；
c.无前盖板的高比转数叶轮的叶梢外圆与壳体之间的密封间隙以及叶梢的低压侧；
d.多级泵中第一级叶轮。
提高抗气蚀措施
a.提高离心泵本身抗气蚀性能的措施
(1)改进泵的吸入口至叶轮附近的结构设计。增大过流面积；增大叶轮盖板进口段的曲率半径，减小液流急剧加速与降压；适当减少叶片进口的厚度，并将叶片进口修圆，使其接近流线型，也可以减少绕流叶片头部的加速与降压；提高叶轮和叶片进口部分表面光洁度以减小阻力损失；将叶片进口边向叶轮进口延伸，使液流提前接受作功，提高压力。
(2)采用前置诱导轮，使液流在前置诱导轮中提前作功，以提高液流压力。
(3)采用双吸叶轮，让液流从叶轮两侧同时进入叶轮，则进口截面增加一倍，进口流速可减少一倍。
(4)设计工况采用稍大的正冲角，以增大叶片进口角，减小叶片进口处的弯曲，减小叶片阻塞，以增大进口面积；改善大流量下的工作条件，以减少流动损失。但正冲角不宜过大，否则影响效率。
(5)采用抗气蚀的材料。实践表明，材料的强度、硬度、韧性越高，化学稳定性越好，抗气蚀的性能越强。
b.提高进液装置有效气蚀余量的措施
(1)增加泵前贮液罐中液面的压力，以提高有效气蚀余量。
(2)减小吸上装置泵的安装高度。
(3)将上吸装置改为倒灌装置。
(4)减小泵前管路上的流动损失。如在要求范围尽量缩短管路，减小管路中的流速，减少弯管和阀门，尽量加大阀门开度等。
(5)降低泵入口工质介质温度（当输送工质接近饱和温度时）。
以上措施可根据泵的选型、选材和泵的使用现场等条件，进行综合分析，适当加以应用。
给水泵是供给锅炉用水的水泵。给水泵将除氧器储水箱中具有一定温度的给水，输送给锅炉，作为锅炉用水。根据锅炉运行的特点，给水泵必须连续不断地运行，保证锅炉给水，从而保证锅炉安全生产的要求。给水泵一般都是采用多级离心式水泵。在水泵进水段和出水段两端都装有填料筒。有的水泵为了冷却填料，在填料筒外还设有冷却水室，内有冷却水流动，用冷却水来冷却填料。
给水泵技术要求
① 给水泵输送的锅炉给水是在一定压力下的饱和水，温度较高，在给水泵进口处容易汽化，会形 成汽蚀而造成出水中断。为了防止给水汽化，泵的吸水高度应为负值，以使给水泵进口的静压力高于 进口水温相应的饱和压力。因此，通常把给水泵装在除氧器给水箱以下一定高度，以增加给水泵进口 的静压力，避免汽化现象发生，保证水泵正常供水。一般给水泵都装在除氧器以下6～7m处。
② 为了适应锅炉负荷变化的需要，要求在调节改变给水量以后，给水泵的出口压力变化应较小， 因此给水泵的特性曲线必须比较平坦。
③ 给水泵是在进口水温高，出口压力大的情况下运行。给水泵出水口压力主要取决于锅炉汽包的 工作压力，另外，给水泵的出水还必须克服给水管路及阀门的阻力；各级加热器阻力；给水调整阀门 的阻力；省煤器阻力；锅炉进水口与水泵出水口之间的管道距离和几何高度形成的阻力；锅炉汽包内 存的压力；直流锅炉推动水循环所需要的压力。根据经验，一般给水泵出口压力最小为锅炉最高工作 压力的1.25倍。
给水泵再循环：
给水泵再循环的作用主要是降给水增压至锅炉所需的压力等级并保证给水不中断，它是汽水系统中的重要辅助设备。学习锅炉知识，请关注微信公众号锅炉圈大机组由于采用电动力驱动会消耗很大的厂用电，因此正常运行中一般都采用蒸汽驱动，即小机，对应的给水泵称汽泵。而电动给水泵只在机组启停和故障情况下投用。目前有部分企业实现了无电泵启停，大大节省了厂用电。一、给水泵事故停泵的条件及操作
大型机组的给水泵常配有汽动给水泵和电动给水泵。汽动给水泵给水泵汽轮机的事故处理基本上可参考主机，只是具体限值不同。给水泵的事故停泵参照主机也分两种情况，一种是紧急事故停泵，汽动给水泵是破坏真空紧急停泵；一种是故障停泵，汽动给水泵为不破坏真空故障停泵。
1、电动给水泵的紧急事故停泵
给水泵发生下列故障之一时，应进行紧急事故停泵：
（1）给水泵组突然发生强烈振动或内部有清楚的金属摩擦声时。
（2）给水泵汽轮机转速达到或超过危急保安器动作转速，而危急保安器未动作时。
（3）给水泵汽轮机发生水冲击时。
（4）轴向位移达到停机值或推力瓦温度达到停机极限值而停机保护不动作时。
（5）轴封冒火花时。
（6）任一轴承断油或冒烟，回油温度或轴瓦乌金温度达到停机极限值而停机保护不动作时。
（7）轴承润滑油压低至停机限值而停机保护未动作时。
（8）油系统着火不能及时扑灭，严重威胁机组安全运行时。
（9）油箱油位突然下降至停机限值及以下时。
（10）电动给水泵电动机、耦合器冒烟着火时。
2、汽动给水泵紧急事故停泵
汽动给水泵的紧急停泵即破坏真空紧急停泵。破坏真空对转速下降速度的影响一般没有汽轮发电机组明显。因汽轮发电机组停机后已与电网解列，机组惰走时间较长；而汽动给水泵停泵后，水泵中一般仍有水充满，惰走时间本来就短，仅5~6min但当汽轮机与给水泵转子脱开时，破坏真空对停机速度仍有较大影响。为此，发生严重故障、需要将泵组迅速停下时仍要破坏真空。汽动给水泵紧急事故停泵步骤如下：
（1）揿“紧急停泵”钮或手打危急遮断器，检查高、低压自动主汽门、调节汽门关门，转速下降，立即启动电动备用油泵。
（2）检查电动给水泵自启动正常，否则应立即手动启动，调整给水压力以满足锅炉需求。
（3）开足真空破坏门，关闭抽气器空气门（若给水泵汽轮机排汽排入主机凝汽器，则应先关闭排汽蝶阀及至凝汽器疏水门，开启至大气的疏水门，观察对大机真空是否有影响）。真空到零时，停止向轴封供汽。
（4）将同步器退至低限位置，停用电调及该泵协调装置。
（5）检查给水泵出水门关闭，再循环门全开。
（6）完成其他停用给水泵的操作。
需要注意的是，有些引进机组的汽动给水泵为全容量给水泵组，即一台给水泵就能满足机组负荷对给水的需求，这类机组的汽动给水泵紧急事故停用，一般仍先启动备用电动给水泵，然后再进行破坏真空事故停泵。
电动给水泵的紧急事故停泵操作比汽动给水泵简单，只要按电动给水泵“停泵”钮。检查电流到“零”，转速下降，启动备用油泵（一般辅助润滑油泵会在油压低至一定值时联启） ；然后检查给水泵出口门关闭，再循环门开启并完成停泵操作。
若原有汽动给水泵并列运行，在电动给水泵停泵过程中应迅速提高汽动给水泵的转速，尽量维持锅炉对给水的要求。
3、给水泵的故障停泵
当给水泵组发生下列情况之一时，应进行故障停泵：
（1）给水泵转速、汽动给水泵小汽轮机真空、油温、瓦温、油压、电动给水泵勺管回油温度等达到停泵限值或保护整定限值，而保护未动作时。
（2）电动给水泵电动机或汽给给水泵前置泵电动机电流超限，降低流量无效时。
（3）油系统严重漏油无法维持运行时。
（4）汽动给水泵调节系统连杆折断或销子脱落影响运行时。
（5）给水泵或前置泵机械密封或填料泄漏严重，无法维持运行时。
（6）汽动给水泵转速波动、影响锅炉正常运行时。
（7）轴承振动超过规定限值时。
（8）厂用电中断时。
（9）给水泵汽化时。
（10）油中进水、油质严重乳化时。
汽动给水泵组的故障及现象、原因及处理方法有很多与主机故障相似，如油系统故障、轴承故障、真空下降、超速、振动、管道故障等等，不再重复叙述，在此只讨论一些给水泵常见故障的处理。
1、给水泵汽化
给水泵进口压力低于进水温度对应的饱和压力时，即要产生汽化。给水泵汽化时，给水泵出口压力、流量下降或晃动，泵体及管道发生水击噪声和异常振动，电动给水泵的电流下降或晃动。
引起给水泵汽化的原因有低流量时再循环阀未开启，低流量停泵保护未动作，进水阀门关闭的状态下给水泵运行或进口滤网堵塞，前置泵跳闸或叶轮失去作用的情况下给水泵运行，甩负荷时除氧器压力下降太快，备用汽源未投人等。当给水泵发生汽化时，应立即故障停泵。
2、电动给水泵液力耦合器故障及其处理
液力耦合器调速的电动给水泵转速调节范围大，节能效果明显，在大机组上已广泛使用。液力耦合器常见的故障有：耦合器勺管排油温度异常升高；耦合器发生强烈振动、内部有明显异声，或耦合器内冒烟；电动给水泵启动后水泵转速不能调节等。液力耦合器勺管排油温度异常升高时，应检查工作冷油器运行情况及出入口油温差是否太小，以判断冷油器效率是否太低、冷却水量太少。当液力耦合器输入输出转速比在3:2 时，油流的摩擦功损耗量最大，要避免在此转速下长期运行。
耦合器强烈振动或内部有异声或冒烟，可能是耦合器齿轮损坏或转动部分摩擦引起的，应进行紧急停泵，查清原因并消除后再启动。电动给水泵运行中不能控制水泵转速，可能是自动调节装置失灵，应将自动调节切换到手动调节，如果手动调节也失灵，应故障停泵消除缺陷后再运行。
3、给水泵其他故障的处理
（1）引进机组或近期投产的国产300MW机组的给水泵，都是引进给水泵或引进专利国内制造的给水泵，大多有密封水及其冷却系统。对于密封水温度，制造厂有明确的要求，一般停泵保护定值为95℃。机组运行时，给水泵密封水温异常升高。引起密封水温异常升高的原因有：冷却器因冷却水量、冷却水品质引起的冷却效果差造成内部密封甚至机械密封本身损坏，泵体内部高温水外泄，使密封水温异常升高，这时机械密封处明显地有高温水漏出。密封水本身的磁性滤网堵塞也能使密封水温升高。如无法处理时，密封水温达95℃时，停泵保护应动作或手动故障停泵。
给水泵跳闸备用泵联启成功处理：
一、正常运行中如果出现给水泵跳闸，应按以下步骤处理;
1、首先确认事故现象，事故原因，立即汇报单元长
2. 立即确认备用给水泵是否联启
3. 确认联启后立即关闭给水泵再循环调节门,如调节门不能关闭,立即关闭给水泵再循环电动门,必要时可就地关闭给水泵再循环手动门.
4. 立即检查汽包水位情况，视给水流量与蒸汽流量对比情况（给水流量必须大于蒸汽流量），关闭再循环过程中,根据汽包水位迅速调整备用给水泵液偶勺管开度，使汽包水位正常
5. 视汽包水位正常及给水泵运行稳定可及时投入给水泵液偶勺管自动运行,加强联启给水泵各参数监视.
二、 处理过程中的注意事项
锅炉MFT后，汽机不跳闸，处理。
1、给水泵跳闸联启备用泵后，调整联启泵出力时注意及时关闭其再循环调节门；调整液偶开度时要适度加快，(结合给水流量大于蒸汽流量30T/H—40T/H,来调整)避免来回快速大幅调整。
2.调整过程中严密监视汽包水位，给水流量，蒸汽流量，三者相结合进行对汽包水位的调整
3.在给水泵运行稳定，汽包水位正常稳定后，调整汽包水位操作时应缓慢小心，尽量避免大幅操作形成恶性循环使汽包水位波动大
4.操作过程应与汽机盘经常保持联系。
给水泵跳闸备用泵未联启的处理
1、正常运行中一台给水泵跳闸，备用泵未成功联启，确认备用泵无故障，可以手启一次备用泵，启动时为了节省时间可直接投入联锁在出口门打开的情况下启动。
2、若手启成功，则按照第一种备用泵联启成功情况进行调整，调整过程中应监视好高加水位变化，防止高加解列，造成机组负荷波动。
3、若运行泵跳闸，无备用泵或者备用泵处于检修状态，此时锅炉侧RB会动作，此时应检查运行泵出力自动加大情况，监视好运行泵电流，防止出力过大使运行泵过电流跳闸，若RB无法维持汽包水位，切换为手动，快速降低机组负荷，同时停运磨机运行，操作过程中应防止汽包水位大幅度波动，造成锅炉MFT动作。
4、处理过程中监视好锅炉炉膛负压变化，防止负压过大导致锅炉MFT，处理过程中必须调整主汽流量与给水流量相匹配，稳定参数。
近期，宁夏某电厂发生3 起机组非停事件，分别为4 月3 日1 号机组汽动给水泵振动大机组跳闸，4 月12 日2 号机组给水泵前置泵出口流量低给水泵跳闸导致机组跳闸，5 月3 日2 号机组省煤器入口给水流量低机组跳闸，现将各非停情况通报如下，请各单位认真组织学习，举一反三，切实做好燃煤掺配和热工保护逻辑排查治理工作，有效控制非停事件。
一、非停主要情况
（一）4 月3 日#1 机组汽动给水泵振动大机组跳闸
1.事件经过
2021 年4 月3 日9：21 #1 机组负荷618.2MW，主汽压力26.74MPa，总煤量345t/h，9:22 A 磨煤机断煤,投入落煤管振打装置无效，9:25:10手动给定负荷指令578MW，实际负荷617.8MW，主汽压力26.67MPa，手动解除协调，汽机主控由自动方式切初压方式，高调阀由全开快关至2.3%，中调阀由全开快关至0%，负荷突降至3.62MW，9:25:14 高调阀开至11.59%，中调阀开至10.65%，9:25:40 机组负荷400MW，主汽压力29.99MPa，汽动给水泵实际转速4552rpm，遥控指令5433rpm，汽动给水泵3 瓦振动大保护动作，汽动给水泵跳闸，锅炉MFT，联跳汽机发电机解列。14:35 机组并网运行。
2.原因分析
负荷急剧变化造成汽动给水泵前置泵出口流量突降，入口流量不足发生汽蚀现象，引起汽动给水泵入口涡流扰动，造成振动突升，导致保护动作。
3.暴露主要问题
上汽DEH 逻辑存在缺陷，未能实现无扰切换，在汽轮机主控“限压”/“初压”模式切换时发生汽轮机调门突关。
详细情况见附件1
（二）4 月12 日#2 机组给水泵前置泵出口流量低给水泵跳闸导致机组跳闸
1.事件经过
2021 年4 月12 日20:13 #2 机组负荷530MW，总煤量279t/h，20:14至20:48 间A、C、E、F 磨频繁断煤，退出AGC，协调切至汽机跟随方式，负荷降至227.97MW，为防止B、D 磨堵煤，减小B、D 磨煤量至59t/h，机组负荷降至380MW,前置泵出口流量942t/h，给水再循环调阀从0%自动开启至24%，给水流量及前置泵出口流量开始波动，20:49:07 前置泵出口流量480t/h，给水再循环调阀开度47%，“给水泵前置泵出口流量＜494t/h 且给水泵最小流量再循环阀＜50%”给水泵跳闸，锅炉MFT，发电机解列，机组跳闸。
2.原因分析
四抽至除氧器逆止门不严，除氧器中饱和蒸汽由四抽管道进入小机汽源管路，蒸汽做功能力下降，汽动给水泵转速指令增加，实际转速未发生变化，前置泵出口流量突降，“给水泵前置泵出口流量＜494t/h 且给水泵最小流量再循环阀＜50%”，给水泵跳闸。
3.暴露主要问题
1）配煤掺烧方案针对性不强，对圆形煤场配煤掺烧的困难评估不到位，未对输煤系统缺陷较多时制定特殊时段上煤预案。
2）人员应对生产现场复杂问题的处理能力不足，多台原煤仓蓬煤对可能造成的结果估计不足，事故预想不到位。
3）设备可靠性低，四抽至除氧器供汽管道逆止门不严，导致在事故处理过程除氧器低温蒸汽进入小机供汽管路，返汽引起小机出力下降。
详细情况见附件2
（三）5 月3 日#2 号机组省煤器入口给水流量低机组跳闸
1.事件经过
2021 年5 月3 日2:00 #2 号机组负荷411MW，初压控制方式，4台磨运行，2 台磨煤机蓬煤断煤，降负荷过程中2:19:18 四抽至小机母管蒸汽温度下降150 ℃， 四抽至小机供汽流量由51t/h增至126.26t/h，增加给水泵指令至3949.82rpm，小机低压调门由27.49%开大至94.84%，高压调门由0%开大至18.54%，汽动给水泵前置泵出口流量550t/h 触发快开保护，02:20:28 再循环阀开度由22%快开至99%，给水流量降低至278t/h,触发给水流量低保护动作，锅炉MFT。
2.原因分析
磨煤机断煤后降负荷过程中，四抽压力下降，四抽至除氧器逆止门不严，除氧器饱和蒸汽经由四抽管道进入小机汽源管路，蒸汽做功能力下降，导致给水流量降低至278 t/h 触发给水流量低保护信号，锅炉MFT，发电机解列。
3.暴露主要问题
1）对《锅炉断煤处理技术措施》培训不到位，培训效果未达到预期目的。
2）设备可靠性低，四抽至除氧器供汽管道逆止门不严，在事故处理过程中除氧器低温蒸汽存在返汽现象，引起小机出力下降。
3）未深入分析多台磨煤机断煤时给水流量的调整方式，技术措施不具体、不完善。
详细情况见附件3
二、重点工作要求
1.加强人员责任落实，提升责任心教育。强化控非停奖惩机制，认真落实集团公司防汛工作会精神，结合宁夏公司迎峰度夏工作安排和春季安全大检查提出的问题，加强人员责任心教育，确保措施整改落实到位。
2.高度重视燃煤掺烧管理。认真学习《关于实施燃料全价值链管理的思考》，从全价值链和全要素方面考虑问题，正确认识安全与效益的关系，制定断煤应急处置预案，处理得当。
3.开展隐患排查，梳理保护逻辑。认真梳理和排查未开展的试验及定期轮换工作，尤其要加强汽机、电气、锅炉、热工、灰硫、燃料、化学等专业系统设备定期试验和轮换，把电气、热控电子柜的备用电源纳入定期试验轮换范围，确保备用电源在紧急情况下顺利切换，正常发挥冗余备用作用，未开展的要制定整改计划。
4.加强设备治理，运行参数回归设计。强化日常运行参数的监视和调整管理，专业管理人员要开展运行参数分析，使运行参数回归标准，确保参数调整的正确性和规范性，完善标准操作票和应急处置卡。
5.强化人员技术能力培训。梳理和及时掌握同类型机组已发生的共性问题并进行改正，通过仿真事故演练、桌面推演等形式，提高运行人员事故判断能力和应急处置能力。
附件1：宁夏某电厂1 号机组2021 年4 月3 日汽动给水泵振动大机组跳闸非计划停运事件分析报告
附件2：宁夏某电厂2 号机组2021 年4 月3 日给水泵前置泵出口流量低给水泵跳闸导致机组跳闸非计划停运分析报告
附件3：宁夏某电厂2 号机组2021 年5 月3 日省煤器入口给水流量低机组跳闸非计划停运事件分析报告
附件1：
宁夏某电厂1 号机组2021 年4 月3 日汽动给水泵振动大机组跳闸非计划停运事件分析报告
一、设备概况
电厂规模宁夏某电厂1 号机组为660MW 超超临界燃煤间接空冷发电机组，于2020 年12月13 日20 点20 分完成168 小时试运后转生产，2021 年2 月22 日正式归西北网调调度。
锅炉情况
型号：HG-1891/29.3-YM9，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的高效超超临界、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢悬吊结构π型直流炉；磨煤机：型号ZGM95G-II，磨煤机采用中速辊式磨煤机，生产厂家：北京电力设备总厂，最大出力：63.41t/h,额定功率：500kW,额定电流63.8A。
汽轮机情况
型号：NJK660-28/600/620,汽轮机采用上海电气集团生产的高效超超临界参数、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机。
发电机情况
型号：QFSN2-660-2 上海电气集团生产的水氢氢冷、自并励静止励磁、三相同步发电机。
最近一次检修为：宁夏某电厂1 号机组自2020 年12 月13 日投产以来，没有进行过停机检修。
二、事件详细经过
（一）事件运行前工况
2021 年4 月03 日9 时21 分，机组负荷618.2MW，主汽压力26.74MPa，总煤量345t/h，6 台磨煤机运行，AGC 退出（09:10, A、B、C、D 磨煤机已达额定电流）。
（二）事件详细过程
09:22:55，A 磨煤机断煤,投入落煤管振打装置，无效。
09:25:10，手动给定负荷指令578MW，实际负荷617.8MW，主汽压力26.67MPa，总煤量307.3t/h，B、C、D 磨煤机已达额定电流，运行人员手动解除协调。解除协调后，汽机主控由自动方式切初压方式，高调阀由全开快关至2.3%，中调阀由全开快关至0%，机组负荷突降至3.62MW。
09:25:14，高调阀开至11.59%，中调阀开至10.65%，09:25:15 负荷突升至236MW，主汽压力28.8MPa。
09:25:40，机组负荷400MW，主汽压力29.99MPa，汽动给水泵实际转速4552rpm，遥控指令5433rpm，汽动给水泵3 瓦振动大保护动作，METS首出“轴振动大”触发，汽动给水泵跳闸（保护定值：汽动给水泵3 瓦振动为X、Y 任一方向150um 与另一方向120um），主汽压力升至31.05MPa，手动开启PCV 阀泄压，锅炉MFT，首出“给水泵跳闸”，汽机联跳，发电机解列。
10:55,申请调度同意点火，14:35,1号机组并网运行。
三、检查处理情况
1.汽机点检现场检查1 号给水泵系统设备，检查发现：中压给水4 号立管导向支架滑动底板脱落，立即组织重新安装。
2.热控及运行人员分析给水泵振动历史曲线，现场检查测点，确认测点正常，振动保护正常动作。
3.保护对DEH 系统的控制柜内卡件状态和报警信号、就地电磁阀接线情况进行了排查，均未发现异常。
2.通过调取历史曲线和操作记录，发现燃料主控由自动状态切至手动状态时，汽轮机调节阀指令异常突降，与高调阀反馈偏差大于设定值(25%)，导致高调阀、中调阀快关1 秒后再次突开，机组负荷由617.8MW1 秒内突降至3.62MW后1 秒内又突升至236MW，汽动给水泵前置泵出口流量由1997t/h 突降1317t/h，汽动给水泵3 瓦振动大于动作值（150um）保护动作，导致锅炉MFT。
四、原因分析
（一）直接原因
汽动给水泵3 瓦X 方向的轴振跳机值（150um）与Y 方向的轴振报警值（120um）达到设定值，导致汽动给水泵振动大，汽动给水泵停机保护动作，锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。
（二）间接原因
（1）汽机调阀流量指令在汽机主控初压方式与限压方式切换过程中异常突变（快速减小），导致汽轮机调节阀快关指令触发，造成高压调节阀关闭、中压调节阀关闭。
（2）负荷急剧变化造成汽动给水泵前置泵出口流量突降，汽动给水泵因入口流量不足，瞬时发生汽蚀现象，中压给水管道内部瞬时产生流量变化，引起汽动给水泵入口涡流扰动，汽动给水泵振动突升保护动作。
五、管理追溯
（一）历史检修情况
宁夏某电厂1 号机组自2020 年12 月13 日投产以来，没有进行过停机检修。
（二）技术监督情况
无
（三）反措管理情况
2021 年3 月15 日，宁夏某电厂修编下发了《2021年降非停行动计划》并落实执行。
（二）人员培训情况
设备部、发电部等各部门根据培训计划，正常开展安全、技术教育培训。
六、暴露问题
（一）历史检修情况
无
（二）技术监督情况
上汽DEH 逻辑存在缺陷，在汽轮机主控“限压”/“初压”模式切换时发生汽轮机调门突关，未能实现无扰切换。
七、防范措施
1、强制汽机DEH 调节回路中调阀流量指令与调门反馈偏差大于设定值25%，触发高压调门，中压调门快关指令逻辑，防止初压与限压控制方式切换过程中再次出现汽轮机调门快关。
2、修改汽机主控压力控制回路压力偏差比例由4.12 至1.2，并退出AGC 运行方式。
3、上汽厂负责提供逻辑优化方案，实现汽轮机运行方式无扰切换，组态下装完成后进行仿真试验。
附件2：
宁夏某电厂2 号机组2021 年4 月12 日给水泵前置泵出口流量低给水泵跳闸导致机组跳闸非计划停运分析报告
一、设备概况
电厂规模宁夏某电厂2 号机组为660MW 超超临界燃煤间接空冷发电机组，于2020 年12月31 日22 点18 分完成168 小时试运后转生产，2021 年2 月22 日正式归西北网调调度。
锅炉情况
型号：HG-1891/29.3-YM9，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的高效超超临界、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢悬吊结构π型直流炉；
磨煤机：型号ZGM95G-II，磨煤机采用中速辊式磨煤机，生产厂家：北京电力设备总厂，最大出力：63.41t/h,额定功率：500kW,额定电流63.8A。
汽轮机情况
型号：NJK660-28/600/620,汽轮机采用上海电气集团生产的高效超超临界参数、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机。
发电机情况
型号：NJK660-28/600/620,汽轮机采用上海电气集团生产的高效超超临界参数、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机。
最近一次检修为2021 年2 月5 日01:12 时至2021 年2 月27 日16:33 时开始，根据调度安排利用春节期间进行节检，检修时间22 天，2021 年2 月27 日16 时33 分并网运行，此次非计划停运前连续运行时间92 天。
二、事件详细经过
（一）事件运行前工况
2021 年04 月12 日20:13 #2 机组负荷530MW，A、B、C、D、E、F 磨煤机运行，总煤量279t/h，主汽压24.1MPa，主汽温587℃，再热汽压4.09MPa，再热汽温592℃。20:14 至20:48 间A、C、E、F 磨频繁断煤共计11 次，期间AGC 退出，协调切至汽机跟随方式，负荷降至227.97MW。
4 月12 日煤场库存50075 吨，其中1 号煤场15417 吨，可用煤不足1 万吨，1 号堆取料机已至最低位，1 号煤场活化给煤机退备。2 号煤场33321 吨，2 号堆取料机故障3 月22 日开始退备检修，通过事故煤斗上煤，上煤量150t/h。4月8 日-11 日进煤4.2 万吨，平均热值3800 左右，其中煤泥5986 吨，占14.2%。
（二）事件详细过程
2021 年04 月12 日20:14:46 E 磨煤机断煤处理，其他磨煤机加至51t/h，总煤量269t/h。
20:15:09，E 磨煤机敲打落煤管来煤10 秒后断煤。
20:18:25，E 磨煤机敲打落煤管来煤20 秒后断煤。
20:24:59，A 磨煤机断煤。减负荷至528MW。
20:26:29，A 磨煤机敲打来煤1 分30 秒后再次断煤，负荷减至522MW,总煤量240t/h。
20:29:35，A 磨敲打落煤管来煤25 秒后又断煤，负荷减至517MW,总煤量222t/h。
20:39:14，C 磨煤机断煤处理。减负荷至483MW，总煤量196t/h。
20:40:11，C 磨煤机敲打落煤管来煤运行36秒后又断煤，负荷463MW，总煤量192t/h。
20:41:53，C 磨煤机敲打落煤管间断来煤，负荷428MW，总煤量189-217t/h之间波动。投入A、C 层等离子。
20:45:12， F 磨煤机断煤处理，负荷423MW,总煤量129t/h,给水流量1187t/h。协调切至汽机跟随方式，此时B 磨煤量64.5t/h，D 磨煤量64.6t/h。
为防止B、D 磨堵煤，减小B、D 磨煤量至59t/h。
20:47:30，机组负荷降至380MW,给水流量降至829t/h,前置泵出口流量942t/h，给水再循环调阀从0%自动开启至24%进行流量调节，给水流量及前置泵出口流量开始波动。
20:48:32，F 磨敲打下煤20 秒后又断煤，煤量最高至42t/h，负荷已降至227.97MW。总煤量由119t/h 突增至156t/h 后下降。主汽压由20.18MPa逐渐升至20.37MPa，在此期间给水泵出口压力由21.6MPa 逐渐降至21.43MPa，小机转速设定值由3841r/min 升至4066r/min，小机实际转速由3837 逐渐下降至3764r/min，前置泵流量由1087t/h 降至718t/h。给水流量由787t/h 快速下降。
20:49:03，给水流量实际值388t/h,给水流量指令636t/h,小机进汽蒸汽温度从362℃下降至192℃，小机输出转速指令4066r/min，实际转速3764r/min，给水泵手操器输出转速设定值与实际转速偏差大于300r/min，给水主控自动切手动，手动快速增加给水泵转速。
20:49:06，前置泵出口流量在1 秒内从656t/h 降至480t/h，给水再循环调阀超驰开指令为100%，调阀实际开度2 秒内从47%开至100%。
20:49:07，前置泵出口流量480t/h，给水再循环调阀开度47%，给水泵跳闸，首出“给水泵前置泵出口流量＜494t/h 且给水泵最小流量再循环阀＜50%”。
给水泵跳闸触发锅炉MFT，锅炉MFT 触发汽机ETS，发电机解列，机组跳闸。
三、检查处理情况
调阅历史曲线，当前置泵出口流量小于1000t/h时，给水再循环调阀跟随流量函数开启调节前置泵出口流量，逻辑正常动作。
现场检查给水泵、前置泵系统设备，确认设备未发生损坏、异常，开始机组启动准备工作。启动过程中空预器故障，机组转入检修状态。
四、原因分析
（一）直接原因
“给水泵前置泵出口流量＜494t/h 且给水泵最小流量再循环阀＜50%”。给水泵跳闸触发锅炉MFT，锅炉MFT 触发汽机ETS，发电机解列，机组跳闸。
（二）间接原因
四抽至除氧器逆止门不严，除氧器中饱和蒸汽经由四抽管道进入小机汽源管路，小机进汽蒸汽温度从382℃下降至192℃，蒸汽做功能力下降，虽手动增加汽动给水泵转速指令，实际转速未发生变化，给水泵前置泵出口流量突降。
五、管理追溯
（一）历史检修情况
宁夏某电厂2 号机组于2020 年12 月31 日完成168 小时试运投产以来，根据调度安排，于2021 年2 月5 日至2 月27 日停备。
（二）技术监督情况
对照同类型电厂核对保护逻辑定值，已优化“给水泵前置泵出口流量＜1000t/h，自动开启最小流量再循环阀调节函数。
（三）反措管理情况
2021 年3 月15 日，宁夏某电厂修编下发了《2021年降非停行动计划》并落实执行。
（四）人员培训情况
发电部每月组织开展一次针对全体运行人员的技术知识闭卷考试，机、炉、电、综合等专业每月组织开展一次技术讲课。
六、暴露问题
（一）历史检修情况
无
（二）技术监督情况
1.制定的配煤掺烧方案针对性不强，对圆形煤场配煤掺烧的困难评估不到位，未对输煤系统缺陷较多时制定特殊时段上煤预案。
2.发电部制定的给煤机堵煤技术措施对于4 台给煤机同时断煤指导性不强，未针对一台磨煤机断煤、两台磨煤机断煤、三台磨煤机断煤等情况制定具体的
技术措施，导致值班员对事故处理要点和注意事项未全面掌握。
3.人员应对生产现场复杂问题的处理能力不足，多台原煤仓蓬煤没有及时降低机组负荷，对可能造成的结果估计不足，事故预想不到位。
4.仿真机系统未投运，培训缺失有效手段。
5.未针对煤质大幅度变化及时开展燃烧优化调整及协调自动优化，在机组负荷发生变化时自动调整滞后，运行人员手动干预能力欠缺。
6.4 台原煤仓同时蓬煤处理不及时，重视程度不够，对可能诱发机组非停认识不到位。
7.设备可靠性不高，四抽至除氧器供汽管道逆止门不严，导致在事故处理过程除氧器低温蒸汽在小机低压调门突然全开，小机进汽流量突增的情况下存在返汽现象，引起小机出力下降。
8.设备部对于2 号堆取料机频繁故障采取的技术措施不到位，导致设备缺陷长期退备，限制了上煤方式。
七、防范措施
1、制定锅炉断煤处理技术措施，明确各负荷阶段一台磨煤机断煤、两台磨煤机断煤、三台磨煤机断煤事故处理要点及注意事项，确保各运行工况断煤后值班员快速处理，避免再次发生异常事件。
2、每月根据燃料物资部采购计划制定分时段配煤掺烧方案，A、C 仓上点火煤种，B、D 仓上市场煤，E、F 仓上洗中煤，并定期拉空仓，根据各原煤仓落发电部崔志寅李闫立即执行煤管堵煤情况调整上煤方式。
3、优化“给水泵前置泵出口流量＜494t/h 且给水泵最小流量再循环阀＜50%”跳闸给水泵逻辑，将给水泵最小流量再循环阀自动调节函数中最小流量阀开度对应的流量由修改前的最小流量阀开度100%时对应的最小流量500t/h，现修改为最小流量阀开度100%时对应的最小流量550t/h，即对最小流量阀开度给了提前量，以弥补最小流量阀实际开到位延时的设备特性。
4、制定技术措施，提高2 号堆取料机可靠性，确保设备满足接卸煤和配煤需要。
5、结合机组检修，检查四抽至除氧器逆止门严密性，必要时更换四抽至除氧器逆止门，同时增加一道逆止门，使两个逆止门串联布置，消除除氧器返汽至四抽的隐患。
6 、彻底清理原煤仓蓬煤
7 、投运仿真机系统
8、针对煤质大幅度变化开展燃烧优化调整及协调自动优化。
附件3：
宁夏某电厂2 号机组2021 年5 月3 日省煤器入口给水流量低机组跳闸非计划停运事件分析报告
一、设备概况
电厂规模
宁夏某电厂2 号机组为660MW 超超临界燃煤间接空冷发电机组，于2020 年12月31 日20 点20 分完成168 小时试运后转生产，2021 年2 月22 日正式归西北网调调度。
锅炉情况
型号：HG-1891/29.3-YM9，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的高效超超临界、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢悬吊结构π型直流炉；
磨煤机：型号ZGM95G-II，磨煤机采用中速辊式磨煤机，生产厂家：北京电力设备总厂，最大出力：63.41t/h,额定功率：500kW,额定电流63.8A。
汽轮机情况
型号：NJK660-28/600/620,汽轮机采用上海电气集团生产的高效超超临界参数、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机。
发电机情况
型号：QFSN2-660-2 上海电气集团生产的水氢氢冷、自并励静止励磁、三相同步发电机。
最近一次检修为2021 年2 月5 日01:12 时至2021 年2 月27 日16:33 时开始，根据调度安排利用春节期间进行节检，检修时间22 天，2021 年2 月27 日16 时33 分并网运行，此次非计划停运前连续运行时间92 天。
二、事件详细经过
（一）事件运行前工况
2021 年5 月3 日02:00，2 号机组负荷411MW，机组初压控制方式运行，送风机、一次风机及A、B 引风机运行；A、C、E、F 磨煤机运行，B 磨煤机原煤仓蓬煤停磨处理中，D 磨煤机退备检修（液压油站漏油处理中），总煤量218t/h；
主汽压20.17MPa，主汽温566℃，再热汽压3.23MPa，再热汽温591℃，给水流量1118t/h，水煤比5.2，汽轮机高压调门开度28％，中压调门开度100％；汽动给水泵运行，汽源由本机四段抽汽接带，再热冷段至小机高压汽源热备用。
事故前E、F 磨原煤仓均存在因蓬煤间断性断煤现象。
（二）事件详细过程
02:12:52，机组负荷410MW,E 磨煤机断煤经振打仍无法正常来煤，汽轮机初压方式自动减负荷。
02:13:52，F 磨煤机断煤经振打仍无法正常来煤。
02:14:10，运行人员解除燃料主控自动，手动调整A 磨煤量61.7t/h、C 磨煤量64.2t/h，保持总煤量在126t/h，控制炉膛燃烧稳定。
02:14:27 至02:19:09 期间，因主蒸汽过热度降幅较快，解除过热度自动，手动调整给水流量，投入A、C 层等离子稳燃，调整E、F 磨煤机出口温度及风量在正常范围，监视机组负荷及主汽压力变化情况。
02:19:18，四抽至小机母管蒸汽温度/四抽至小机进汽逆止阀后管顶壁温/四抽至小机进汽逆止阀后管底壁温/ 小机主汽门前蒸汽温度：
369/375/372/375℃同时快速下降，至02:20:28时，上述四个测点温度下降至234/245/210/257℃，整体下降约150℃，四抽至小机供汽流量由51t/h 突增至126.26t/h。
02:19:32，2 号机组负荷降至270MW，省煤器入口给水流量582.7t/h，给水泵手操器输出指令3629rpm，给水泵实际转速3581.8rpm，解除给水自动控制，至02:20:27，手动增加给水泵手操器输出指令至3949.82rpm 保持。小机低压调门由27.49%开大至94.84%，高压调门由0%开大至18.54%，期间给水泵实际转速保持在3469rpm 未升高。
02:20:27，汽动给水泵前置泵出口流量550t/h,给水泵最小流量再循环阀触发快开保护，02:20:28，给水泵最小流量再循环阀开度由22%快开至99%。
02:20:28，汽轮机高压调门开度17.4％，中调门开度24.9％，汽轮机主汽压力17.8MPa。
02:20:32，给水流量降低至278t/h,触发给水流量低保护定值信号，锅炉MFT，首出：锅炉给水流量低。
三、检查处理情况
经现场检查，2 号炉只有A、C 仓来煤正常，B、D 仓从原煤仓顶部观察基本全部堵死，无法正常下煤；E、F 原煤仓中间仅有直径1m 的落煤孔洞，底部已拉空仓，上部筒壁四周煤层压实无法正常下煤。锅炉MFT 后无设备故障及损坏情况，具备重新启动条件。申请调度同意，2021 年05 月03 日3:30 锅炉重新点火，6:20 汽轮机冲转，6:41 发电机并列。
四、原因分析
（一）直接原因
2 号机组A、C、E、F 磨煤机运行时，E、F 磨煤机断煤后，机组负荷由410MW降低至270MW，四抽压力快速下降，四抽至除氧器逆止门不严，除氧器中饱和蒸汽经由四抽管道进入小机汽源管路（小机进汽蒸汽温度从370℃下降至220℃），蒸汽做功能力下降，导致给水流量降低至278 t/h,触发给水流量低保护信号，锅炉MFT，机炉电大联锁保护动作，汽轮机跳闸，发电机解列。
（二）间接原因
（1）事故前2 号炉B、D 磨煤机退出备用，在A、C、E、F 四台磨煤机运行方式下，E、F 磨煤机前后相继断煤且振打处理无效，致使炉膛燃烧工况恶化，引起汽温、汽压、机组负荷及给水流量等主要参数大幅波动。
（2）E、F 磨断煤后，汽轮机在“初压模式”下汽轮机维持压力，运行未及时修改压力偏置，在机组负荷由410MW 降至270MW 过程，高压调门开度由28％关至17.4％，中调门开度由全开关至24.9％，机前主汽压力保持在17.8MPa，与该负荷下滑压运行方式对应主汽压力不匹配，致使汽动给水泵在低压调门全开情况下出力仍无法满足要求。
五、管理追溯
（一）历史检修情况
宁夏某电厂2 号机组于2020 年12 月31 日完成168 小时试运投产以来，根据调度安排，于2021 年2 月5 日至2 月14 日停机进行检修，主要进行了锅炉受热面检查，磨煤机内部检查，转机润滑油更换等工作。
（二）技术监督情况
1.2021 年2 月10 日，宁夏某电厂发电部针对输煤系统堆取料机及输送机频繁故障情况制定下发了《输煤系统堆取料机及带式输送机异常技术措施》。
2.2021 年3 月30 日，宁夏某电厂发电部针对近期煤质变化制定下发了《有限公司配煤掺烧措施》并落实执行。
3.2021 年4 月14 日，宁夏某电厂发电部针对近期煤质变化制定下发了《锅炉断煤处理技术措施》并落实执行。
4.2021 年2 月28 日，宁夏某电厂发电部制定下发了《磨煤机堵煤事故处置卡》、《磨煤机断煤事故处置卡》、《磨煤机跳闸事故处置卡》、《DEH 发散事故处置卡》等应急处置卡并落实执行。
（三）反措管理情况
2021 年3 月15 日，宁夏某电厂修编下发了《2021年降非停行动计划》并落实执行。
（四）人员培训情况
发电部每月组织开展一次针对全体运行人员的技术知识闭卷考试，机、炉、电、综合等专业每月组织开展一次技术讲课。
六、暴露问题
（一）历史检修情况
无
（二）技术监督情况
1.发电部对制定的《锅炉断煤处理技术措施》培训不到位，运行人员未能熟练掌握措施内容，部门未对技术措施学习掌握情况进行现场考问，培训效果未达到预期目的。
2.设备部对输煤系统缺陷治理不到位，且重复性缺陷及问题较多，诸如2号堆取料机长期退备，汽车卸煤沟叶轮给煤机频繁行走联轴器螺栓脱落、断轴，输煤系统运行方式受限，影响机组正常上煤。
3.设备可靠性不高，四抽至除氧器供汽管道逆止门不严，导致在事故处理过程除氧器低温蒸汽在小机低压调门突然全开，小机进汽流量突增的情况下存在返汽现象，引起小机出力下降。
4.发电部未深入组织分析讨论多台磨断煤时给水流量的调整，相关技术措施不具体、不完善，专业主管对运行人员操作培训指导不到位。
七、防范措施
1、发电部重新组织全员学习《锅炉断煤处理技术措施》并开展演练工作，开展针对异常工况下给水流量的调整专题培训。使每一个运行人员熟练掌握锅炉断煤时正确处理步骤及给水流量调整要点。
2、发电部输煤专业组织堆取料机司机认真学习《输煤系统堆取料机及带式输送机异常技术措施》并进行考试，确保所有堆取料司机在堆取料机发生异常情况下的正确处理及应对措施。
3、限期将2 号炉B、D、E、F 原煤仓蓬煤进行一次清空，消除蓬煤现象。设备部制定详实可行的清理方案和工作计划。
4、结合机组检修，检查四抽至除氧器逆止门严密性及不严原因，必要时更换四抽至除氧器
逆止门，消除除氧器返汽至四抽的隐患。
5、重新制定煤场堆煤方案，对来煤根据煤种进行合理布置，明确各种煤种固定位置，便于堆取料司机准确取煤。
6、对原煤仓料位计安装位置重新进行布置，确保位置合理，能准确反映原煤仓煤位。
7、全面排查梳理输煤系统、制粉系统设备缺陷，合理制定设备治理及消缺计划，提高输
煤系统上煤可靠性。
8、认真组织学习系统内外同类型机组历次非停事件报告，完善控非停计划措施并严格落
实。
9、部门强化运行管理，利用仿真机和现场相结合的手段，提高运行人员及管理岗位异常情
况下的操作、人员分工配合、联系协调、汇报指挥等整体能力。
给水泵在运行中入口发生汽化有哪些征象？
给水泵在运行中入口发生汽化的征象有：泵的电流、出口压力、入口压力、流量剧烈变化，泵内伴随有噪声和振动声音。
汽机系统的设备除了汽轮机外就是各种泵（给水泵、凝结水泵、循环水泵、真空泵、润滑油泵、EH油泵等）、各种加热冷凝器（高低加、除氧器、凝汽器等）。so~我们来聊一聊关于给水泵的一些事。
电厂中使用的主要有电动给水泵和汽动给水泵。电动给水泵是通过厂用电带动电机转动，从而带动给水泵的转动将给水送到锅炉侧。汽动给水泵是由汽轮机抽汽驱动小汽轮机从而驱动给水泵。一般电厂内安装2台100%负荷的电动给水泵（一运一备）或者2台50%的汽动给水泵（运行）和1台30%电动给水泵（备用），以此满足电厂负荷需求。
给水泵按照泵的工作原理属于离心泵，离心泵主要通过水泵叶轮中的叶片转动，对其中的流体做功使其在惯性离心力的作用下，从中心流向边缘，产生很高的流速和压力流出叶轮进入泵壳从而进行给水。
电动给水泵除了泵体和电机，另一个比较重要的装置就是液力耦合器，说白了，也就是联轴器，用来连接电机与给水泵传递能量，只不过通过液体（润滑油）作为传动介质，可以进行无级变速。
液力耦合器主要由泵轮、涡轮、旋转内套、勺管等部件组成。泵轮与涡轮具有相同的形状、相同的有效直径，为了避免共振，叶片数不同，一般相差1~4片。
液力耦合器调节原理
液力耦合器的传动主要通过泵轮和涡轮的相互作用来进行。泵轮安装在输入轴上，涡轮装在输出轴上。
原动机（电机）以一定的速度带动泵轮旋转，泵轮内的工作油在叶片的驱动下，从靠近轴心处流向泵轮的外周处，在流动的过程中，工作油从泵轮处获得能量，工作油在泵轮的出口处沿着绝对速度的方向冲入涡轮。冲入涡轮的工作油，首先作用在外周的叶片，带动涡轮的旋转，而后慢慢从涡轮出口处流出，又重新进入泵轮，由此不断循环。
传说中的无级变速是怎么实现的呢，有一个神奇的装置是勺管，运行人员通过在DCS中调节勺管的开度就可以改变给水泵的转速，从而改变给水量。改变勺管的开度，最终目的是改变液力耦合器内的工作油流量，从而改变传动的力矩和滑差（泵轮与涡轮的转速差），最终按照工况的要求驱动电动给水泵。当勺管深到工作腔最底部时（0%的位置），工作腔的工作油最少，这时的输出速度最低。当勺管移出（100%的位置），腔内的工作油最多，这时的输出速度最大。
1执行器 2凸轮 3勺管 4定位油缸 5控制阀 6控制阀芯 7控制导向套 8 勺管位置 9腔1 10腔2
工作油通过流量控制阀进入耦合器，由于耦合器旋转时离心力的作用，在工作腔内形成油环。勺管的位置决定了工作腔内油环的厚度。勺管将工作油直接输送到冷油器进行冷却，冷却后再通过流量控制阀回到耦合器。
执行器向输出速度最大（100%）方向控制凸轮，控制阀芯向勺管方向移动控制油进入油缸的腔体1，活塞带动勺管向100%的方向移动，工作油泵向工作油路供油，控制导向套沿着勺管的斜槽移动，当勺管达到100%位置时将控制油关掉。
液力耦合器工作时，泵轮与涡轮形成的循环圆内大部分是工作油（还有一点空气）。由于能量传递过程中滑差的存在，所以工作油会有温度的上升（所以需要冷油器的存在）。在速比i=0.666（输出端与输入端的转速比）时，液力耦合器的功率损失很大，油温最高。而由于油温的升高，空气受热膨胀，有可能使泵轮和涡轮爆炸损坏。为此，在旋转内套上装有易熔塞，当玄幻圆内油温升高至160℃时，易熔塞熔化，循环圆内的工作油连同空气一起从熔塞孔排出，涡轮停止转动。在正常工作时，油泵供油给液力耦合器，勺管不断排油至冷油器，so~不出意外的情况下是不会让你看到易熔塞熔化的现象的。
给水泵汽蚀
给水泵运行时，当入口压力低于或等于当前温度下的汽化压力时，液体便会发生汽化，导致水中含有气泡，水泵不断增压过程中，气泡会因为凝结而破裂，气泡内的活泼气体会对叶轮叶片造成冲击，并对金属产生化学腐蚀。而周围的水在很高的速度下冲向原来气泡的空间，形成高频的局部水击。这种水击会对泵的金属表面造成反复的冲击，会造成金属的疲劳从而形成金属剥蚀。
汽蚀除了对金属设备（叶轮等）造成损坏外，还将降低泵的扬程和效率，还将产生振动和噪声甚至共振。因此需在运行中避免汽蚀的发生。所以在电厂中为了防止汽蚀的发生，一般都装有前置泵（提高压力）、给水流量在循环（防止负荷低时出现水温升高而汽化）。
汽动给水泵通过小汽轮机的负荷来调节给水泵转速从而调节给水流量，可为电厂节约很大一部分的厂用电，从而提高经济效益。对于小机组来说节省的厂用电不如这部分抽汽做功效率高，还是电动给水泵比较划算。
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