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。
10:02:12，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，电泵跳闸，汽泵6A由于转速偏差大强制切手动后，不能参与调节，最终导致机组给水流量低保护动作，锅炉MFT。
（2）6号机电泵出水门阀门为水平布置，停机后该阀门处于关闭状态，随着温度降低，由于阀芯和密封圈之间出现了很小的间隙，导致水进入到阀芯上部的腔室中。在机组启动后，随着温度的上升，阀芯和密封圈的间隙又消失了，导致阀芯上部形成了一个密闭腔室，原先进入的水汽化成水蒸汽密闭在阀芯上部的腔室中，产生较大压力抵消了阀门开启的电动力矩，导致该阀门不能正常打开。在机组MFT后，由相关人员到现场打开6号机电泵出水门安全装置泄压门，将密闭腔室内的蒸汽释放泄压后，阀门正常开启。
【暴露问题】
1、技术管理存在薄弱环节。对脱硝改造、吸增风机合一改造、空气预热器改造、加装再热器受热面等改造后，烟风道阻力发生变化，机组热态变负荷工况下吸风机调节特性发生变化等缺乏深入了解，对吸风机进口负压保护的特性认识不足，吸风机进口负压保护设计考虑不周全，未及时对改造后的设备和系统做热态性能试验。
2、设备管理不到位。对机组启动过程中曾经发生过的电泵出水门因阀芯上部腔室憋蒸汽无法正常开启的问题，通过设备异动安装了手动泄压阀，但未对故障原因进行进一步的深入分析，未采取根本性解决措施。未根据设备变化情况及时修订操作规程，未对有关人员进行相关培训，反措措施落实不到位。
3、隐患排查治理不深入。未有效排查出吸风机、送风机间调节特性不匹配、保护设计存在缺陷等安全风险，对新改造设备的风险辨识、设备隐患和管理隐患的排查不够深入。对曾出现的电泵出水门无法正常开启的问题不够重视，未采取切实可行的运行管理措施。
【防范措施】
1、发电厂要进一步加强技术管理。对重大技改项目中新设备、新系统等进行全面系统分析和风险辨识，采取针对性措施，确保机组安全可靠运行。对进行脱硝改造、吸增风机合一改造的电厂要适时对吸风机、送风机的调节特性进行热态变负荷扰动试验，通过试验对各负荷段的氧量曲线重新整定。为了避免大气压力波动对吸风机进口负压保护的影响，吸风机进口压力变送器应采用差压变送器。
2、发电厂要进一步加强设备和运行管理。应明确设备维护和运行操作界面及流程，完善机组启停过程运行规程及操作卡，并及时对相关人员进行培训。加强设备缺陷原因分析，闭环管理有关安全风险，从根本上消除设备故障。及时完善设备安全生产管理制度和技术规程，结合设备改造及时优化更新，确保符合运行要求。
3、发电厂应进一步完善隐患排查治理工作机制。要结合当前开展的安全生产大检查和本单位实际情况，尽快建立完善隐患排查治理长效机制。不断加大隐患排查治理工作力度，切实排查各类安全生产风险和隐患，对排查出的隐患进行建档、登记，分级、分类处理，采取有效措施，及时整改，彻底消除。