1、风机特性不匹配，两机组相继跳闸2013 年 6 月 18 日，某发电厂发生两台机组相继跳闸、全厂对外停电事件。事件直接原因是脱硝改造后送风机、吸风机之间的调节特性未能完全匹配以及电泵出水门故障等。【事故经过】某电厂 5 号、6 号机组为 2 台 900MW 超临界燃煤机组，投运后相继实施了脱硝改造，空气预热器整体更换、配合脱硝改造吸增风机合一等技改项目。事件发生前，5 号机组正常运行，6 号机组启动并网后升负荷。其中，5 号机组脱硝改造后于 2013 年 6 月 3 日首次并网连续运行，至 6 月 18 日8:53，机组负荷 860MW。6 号机组 6 月 10 日调停后于 6 月 18 日凌
2、晨整组启动，5:31 并网，9:58 机组负荷升至 463MW。1、5 号机组跳闸经过：8:52:39-8:55:59，5 号机组根据 AGC 指令开始加负荷，负荷从 860MW 升至918MW，送风机 5A 动叶开度从 64%加到 95%，送风机 5B 动叶开度从 65%加到 95%，炉膛负压从-0.328kPa 增加到 0.08kPa，吸风机 5A 动叶开度从63%加到 83%吸风机 5B 动叶开度从 67%加到 87%期间8:55:03，吸风机 5A/5B 进口压力下降到-5.5kPa 报警。8:59:28， 负荷 917MW， 送风机 5A 动叶开度 84%， 送风机 5B 动叶开度
3、86%，吸风机 5A 动叶开度 86%，吸风机 5B 动叶开度 90%，炉膛负压-0.219kPa，吸风机 5A 进口压力低于-6kPa，吸风机进口负压保护动作跳闸，RB 动作，联跳磨煤机 5A/5B/5C 和送风机 5A。8:59:51，吸风机 5B 进口压力低于-6kPa，风机进口负压保护动作跳闸，锅炉 MFT，5 号机组跳闸。2、6 号机组跳闸经过：5:31，6 号机组整组启动后并网。9:30，6 号机组汽泵 6A 并入系统。9:56:53， 6号机组电泵出水旁路门全开信号收到， 给水母管压力15.725MPa，电泵出口压力 15.628MPa， 电泵出水门满足开启条件 （但实际上开启失
4、败） 。9:58:28，电泵出水门关闭状态，电泵转速由 4026rpm 开始升转速。9:58:50， 电泵转速升到5279rpm， 流量由原来的165kg/5增加到317.768kg/5。9:59:00，电泵出水旁路门由 100%开度开始逐渐关小。9:59:16，电泵转速降至 4972rpm，电泵出水旁路门关到 89%。9:58:37-9:58:50，汽泵 6A 转速偏差持续大于 10%限值，逻辑信号闭锁，自动强制转入手动控制方式，转速维持在 3052 rpm。10:01:17，电泵出水旁路门关到 17%后卡涩。10:01:27，电泵转速降低到 4458rpm，然后又开始升转速。10:02:1
5、2，电泵转速升高到 5521rmp，流量由 249kg/5 升至 441kg/5，电泵流量大于转速对应的最大流量，导致保护动作跳电泵。10:02:17，水冷壁流量 163kg/5，小于 223kg/5，10 秒后机组给水流量低保护动作，机组 MFT。【原因分析】1、5 号机组跳闸原因（1）送风机、吸风机之间的调节特性未能完全匹配，吸风机进口负压保护是在吸风机进行引增合一改造后新增加的，目的是为了防止吸风机进口烟道内外差压超过设计值而损坏烟道。系统设定，当吸风机进口负压小于-5.5kPa 时报警，小于-6kPa 时吸风机跳闸。在 5 号机大修中，对两台吸风机进行了吸增风机合一改造， 吸风机额定功
6、率增大。 同时加装了 SCR 装置，并更换了两台空气预热器，加装了再热器受热面，使得从炉膛到吸风机之间的烟道阻力发生了较大变化。由于对热态工况烟道阻力变化认识不足，送风机、吸风机之间的调节特性未能完全匹配，在高负荷工况下快速变负荷，超调引起吸风机进口压力快速下降，导致吸风机进口负压值在短时间内达到保护动作值，吸风机 5A、5B 相继跳闸，锅炉 MFT。（2）吸风机进口负压保护设计未充分考虑大气压力波动的影响。吸风机引增合一改造后，在每台吸风机进口布置了 3 个绝对压力测点，取平均值后再减去标准大气压得到风机进口负压，标准大气压取 101.3kPa。而根据当天气象信息，6 月 18 日上海市当地气温为 26.6-36.6，当时大气压仅为 99.82kPa，比标准大气压 101.3kPa 低了 1.48kPa，造成测量出来的烟道内外差压比实际差压大了 1.48kPa。2、6 号机组跳闸原因（1）造成 6 号机组电泵、电泵出水旁路门和汽泵 6A 的异常动作并最终导致机组跳闸的直接原因是电泵出水门在机组启动过程中未能正常开启。电泵出水门未能正常开启，导致机组升负荷过程中电泵高流量保护动作，电泵
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