一、事件经过
2018年4月11日21:16:54 福建某发电公司1、2、4号机组运行，全厂负荷1900MW，其中2、4机组均带满负荷，分别为660MW和600MW，1号机组负荷640MW，且负荷稳定。
1号机组两台送风机、两台引风机和两台一次风机运行，6台磨煤机运行，给煤量269t/h。炉膛压力自动调节正常，1A和1B引风机动叶开度分别为80%和79%，电流分别为545A和538A。
21:22:10 给煤量增加到280t/h，1A和1B引风机动叶开度分别增加至84%和82%，电流分别为589.4A和571.5A。1A侧引风机出口温度为137.5℃，1B侧引风机出口温度为162.7℃。
21:22:42 1号机组1A引风机电流由597.5A开始上升，此时1B引风机电流为577.6A。1A引风机动叶开度为84.9%，1B为84%。1A引风机流量为1315t/h，1B引风机流量为1184t/h。两台引风机入口压力为-6.0KPa，出口压力为2.87KPa。
21:23:22 1号机组1A引风机电流逐渐升至649.2A，而后开始快速上升，1B引风机电流为577.1A，基本保持不变。1A引风机动叶开度为88.5%，1B为85.9%。炉膛负压为-165Pa。此时1号机组1B引风机失速，1B引风机电流开始快速下降，1A引风机电流快速上升。
21:23:36 1号机组1B引风机电流降至375.7A，1A引风机电流升至860A，炉膛负压模拟量三个点分别升至2084Pa，2065Pa，1981.8Pa(保护定值为2000Pa)，炉膛压力高二值触发锅炉MFT保护动作，首出为“炉膛压力高二值”，机组跳闸。
二、原因分析
（一）直接原因
1号机组跳闸的直接原因为机组高负荷运行时，1B引风机失速，引风机失速后造成锅炉炉膛压力升高达到炉膛压力高二值保护动作值，触发锅炉MFT，机组跳闸。
根据引风机运行数据计算得出的1B引风机失速前的运行数据为:1A引风机体积流量为394.8m3/s，1B引风机体积流量为377.3m3/s。动压按0.3KPa计，引风机全压升为9.17KPa，1A引风机比功为10.3Nm/kg，1B引风机比功为10.92Nm/kg。
在引风机特性曲线图中标出两台引风机工作点位置如下图所示，从其工作点位置可以看出，1B引风机工作点位置恰好位于理论失速线上，1A引风机工作点在正常范围内。
（二）间接原因
1.随着深度掺配煤的工作开展，目前福建某发电公司掺烧褐煤比例升高且褐煤热值下降，4月11日8至22时的入炉煤热值为4643Kcal/kg，远低于设计值5524 Kcal/kg，降低幅度为15.9%，造成烟气量较大，排烟温度升高较设计工况（环境温度按照20℃）高25℃，烟气密度大幅下降、体积大幅增加，较重的增加了引风机负荷，过度追求配煤掺烧效益，引风机在机组高负荷段运行在工作区边缘，抗扰动能力变差，设备压红线运行。
2.空气预热器因氨盐问题堵塞造成差压增大，机组满负荷运行时1A空气预热器差压为3.6KPa,1B空气预热器差压为2.8KPa（机组满负荷时，空气预热器标准差压为1.2KPa。），在引风机流量基本相同的情况下，引风机全压升高，比功升高，风机工作点更靠近失速区。
3.近期1号炉B侧低温省煤器泄漏退出,造成B侧排烟温度进一步升高，机组满负荷时在引风机全压升相同的情况下，1B引风机比功较1A引风机比功升高1.35NM/kg，比对引风机流量基本相同的情况下，风机工作点更靠近失速区。
4.由于空气预热器堵塞不均匀，炉膛负压呈周期性波动，波动周期为空气预热器旋转周期（1分钟），波动幅度为100Pa左右，由于该波动的存在，对引风机的自动控制产生一个扰动。引风机电流偏差增大前，炉膛负压正好达到波峰，负压自动控制指令持续增大引风机动叶开度，由于1B引风机已处于理论失速线上，导致两台引风机电流偏差迅速扩大，1B引风机失速。
5.在炉膛压力波动至波峰时，正值炉膛吹灰由水冷壁吹灰转至屏式过热器吹灰，根据现场统计数据，屏式过热器吹灰时，会造成炉膛负压产生50Pa扰动。
6.此过程处于晚峰降负荷前，恰值煤仓煤质突变，入炉煤热值降低，总给煤量由269t/h上升至280t/h，引风机出力进一步升高。
三、暴露问题
（一）相关设备存在较多问题
1号锅炉脱硝催化剂已经运行3.1万小时，催化剂活性降低，喷氨量较大，氨逃逸升高，空气预热器差压增大，虽然拆包进行了冲洗，但是问题未能彻底解决， B侧低温省煤器因泄漏退出和掺烧褐煤造成排烟温度远高于设计值等问题，因上述的设备问题导致引风机运行负荷增大。
（二）存在运行措施执行不严格的现象
针对1号机组设备现状，发电部制订了防止引风机失速运行技术措施，为了满足电网调度的超计划要求，争抢电量避免调度考核，存在运行人员执行措施和专业监督措施执行情况不严格的现象。
（三）运行人员异常处理能力不足
运行人员应急处置能力有待提高，在引风机电流逐渐出现偏差的40秒内，未能果断采取有效的干预手段，避免事态发展，最终导致引风机失速。
（四）运行培训管理水平有待提高
发电部针对防止引风机抢风的操作培训和演练不到位，开展专题培训不深入，尤其是对于高岗位人员的异常处理能力需要进一步强化，让运行人员及时正确判断故障原因和控制故障程度的训练有所欠缺，暴露出运行管理上的不足。
（五）配煤掺烧管理工作亟待完善
为追求掺烧效益最大化，考虑满足机组运行安全和带负荷能力所留裕度小。在目前的机组设备条件下，缺乏对煤质实时监测的有效手段，当煤质变化时，对锅炉燃烧工况有一定的影响。
为提高经济煤种掺配比例，锅炉采用分时掺烧方式，根据调度日负荷计划曲线进行煤仓煤位和煤质控制，宁德核电20:20一台百万机组跳闸，电网负荷缺口大，调度多次要求我公司超计划带负荷，造成我公司机组负荷较负荷调度曲线偏高。
四、防范措施
1.在1号机组设备隐患未消除前，配煤掺烧应充分考虑气温、水温的变化，提高掺配热值，保证在高峰时段要满足电网对机组负荷的要求。
2. 1号机组的在高负荷运行时段，运行应根据入炉煤量变化进行调整，兼顾引风机出力的裕度和氧量，必要时采取限负荷运行，确保机组安全稳定运行。
3. 1号机组检修时，对锅炉空预器进行改造；
1）将锅炉空预器中、高温段两层蓄热元件改造为一层蓄热元件，增加空预器的通透性，降低空气预热器差压。
2）在空预器烟气侧冷端新增高压在线水冲洗装置，当空预器发生堵塞，烟气侧压差升高时，投入在线水冲洗装置，以达到降低空预器烟气侧压差的效果。
3）在烟气侧压差较大的A侧空预器加装空预器防堵灰系统，缓减空预器因硫酸氢铵结露导致灰尘板结在空预器蓄热元件上的问题。
4.机组检修时进行1号机组脱硝催化剂再生工作，防止空气预热器ABS问题造成堵塞。
5.机组检修时，进行低温省煤器检修工作，对1号机组低省进行水压试验，查找B侧低温省煤器漏点，对低温省煤器联箱进行跨接，防止低温省煤器频繁发生泄漏，恢复1号机组B侧低温省煤器运行。
6.机组检修结束启动后，进行脱硝系统喷氨优化工作，降低氨逃逸，避免空气预热器ABS问题造成堵塞。
7.完善运行技术措施，严格执行《防止引风机失速技术措施》的相关要求。
8.增加引风机电流偏差大报警，便于运行人员及时发现引风机是电流偏差。
9.加强运行人员技术培训，提高运行人员技术水平，提高运行人员异常处理能力，严格执行公司下发的相关标准、制度管理办法和措施等。
10.加强燃料采购管理，认真落实集团公司的要求，合理制定采购计划，满足机组安全稳定运行。
11.分公司对该发电公司相关措施落实情况进行每月不少于一次的检查。
五、责任考核
对福建分公司安生部及该发电公司的考核按照《福建分公司企业及企业负责人考核办法》进行考核。
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