一、 5月13日停机事故分析
        【事故经过】
        2004年5月13日10:07:18，3号发电机解列，10:09:07锅炉手动MFT，10:09:42汽机跳闸，后于11:23点火后，水位波动大汽包水位低三值MFT再次动作。机组于14:29汽机冲转，15:09并网，负荷逐步恢复。
        【事故原因分析】
        事发前，机组带满负荷301MW运行，所有保护、自动系统均正常投入，CCS协调控制投入。10:07:15，灭磁开关跳闸，机组与电网解列，汽机、锅炉未跳闸。由于电气未查到原因，10:09:07手动MFT停炉，停炉过程中A送发生喘振跳闸。运行人员打掉A、B小机，启电泵但电泵不能启动，10:09:36汽包水位低三值，汽机跳闸。
        【热控异常分析】
         电泵不允许启动原因为润滑油压力正常条件不满足（要求>0.1MPa），而实际润滑油压力只有0.07Mpa，因此不允许启动。润滑油压力低于0.1Mpa设计有联启辅助油泵逻辑，但辅助油泵未联启，查原因为10:07:07电泵辅助油泵允许远操信号消失，因此辅助油泵未联启，不允许远操为电气原因引起。因此，热控联锁保护动作正常。
        4、经验教训：备用系统或备用设备在备用状态时，应一定把其控制方式设定在远方控制方式，否则需要其投入时，连锁信号将不起作用，纳雍5月13日停机事故就是一个典型事例。
        二、 5月14日停机事故分析
        【事故经过】
        2004年5月14日22:45:36，B凝泵跳闸，由于A凝泵清洗滤网失备，造成凝结水中断，22:50:56，3号机透平压比低停机，锅炉停炉保压。后于15日00:13点火，1:22汽机冲转，1:40并网，负荷逐步恢复。
        【事故原因分析】
        事发前，机组带满负荷302MW运行，所有保护、自动系统均正常投入，CCS协调控制投入。20:22，A凝泵进口滤网堵，切换为B泵运行，停A泵清洗滤网，解除联锁失备。22:45:36，B凝泵因事故按钮电缆发生短路跳闸，运行人员抢合两次不成功，立即撤出CCS控制，投入功率回路减负荷。由于A凝泵清洗滤网失备，造成凝结水中断，22:50:56，3号机透平压比低停机，锅炉停炉保压。
        本次事故中所有热控联锁保护动作正常，汽机跳闸后高旁卡在29%位置，手摇后正常。
        【暴露问题及整改措施】
        未设计给粉机层停功能，不能迅速撤出给粉机，是导致汽压上升过快的一个因素，应考虑增加每层给粉机的层停功能。同时因为事故按钮短路运行人员两次抢合均未成功，可以通过解除事故按钮硬接线的方式后再启动B泵，减少不必要的停机。
        三、 5月15日停机事故分析
        【事故经过】
        2004年5月15日20:05:00，3号机组满负荷300MW运行，20:05:43汽包水位低三值停机停炉，机组解列。23:19汽机挂闸，23:34并网，负荷逐步恢复。
        【事故原因分析】
        从15日凌晨4:35开始，B小机因润滑油压底保护动作3次跳闸（电气原因导致交流润滑油泵跳闸，油压低），因此采用A小机加电泵上水。20:02:41电泵转速持续下降，A汽泵转速上升，20:04:35小机A电超速保护动作跳闸，汽包水位急剧下降，20:05:43汽包水位低三值信号发出，停炉停机。汽机跳闸后高旁未开。
        【热控异常分析】
        电泵转速下降原因：20:02:41电泵勺关反馈值由64.32%突然跳跃增加到100%，而指令保持64.25%不变，同时电泵转速和前置泵出口流量开始下降，判断反馈信号已坏。电泵勺管执行机构为ZKJ-310C型，其伺服放大器位于ACTPP1盘，在控制指令不变情况下，反馈值增加，伺服放大器会发出信号减少勺管开度，以使指令与反馈平衡，但由于反馈值已坏并保持在100%左右，而指令也未改变，偏差一直存在，故勺管一直关闭，造成转速下降，前置泵出口流量下降。运行人员就地检查勺管开度在25%左右，说明勺管实际已关完，证明反馈信号已坏。电泵液力耦合器振动严重超标，达250um，勺管执行机构固定在液力耦合器外壳上，受到强烈振动使得内部位置发送器脱落，是造成反馈信号坏的直接原因。
        A小机跳闸原因：给水处于自动调节状态，电泵实际出力下降，自动系统将下降的这部分负荷加到A汽泵上，使得A汽泵转速上升，到达5750rpm时保护动作跳闸小机。
        高旁未开原因：检查执行机构发故障信号，已不能操作。原因为执行机构设为力矩关断模式，过力矩保护动作发出故障信号，该问题在#1机旁路系统上也存在，属于设备质量问题。将关断模式设为行程关断后恢复正常。
        【暴露问题及整改措施】】
        1.由于设备本体振动导致执行机构异常，在液力耦合器振动未解决前，执行机构无法正常工作，只能就地手操。
        2.针对小机超速保护跳闸，已将AB小机转速指令上限由5800调整为5650rpm，避免出现超速停机。
        3.高旁改为行程关断后虽能正常动作，但可能使得关闭不严，需联系厂家连同#1机一起解决。
        4. 固定在耦合器外壳上的执行器内部的位置发送器应采取防震措施。
        四、 5月16日停机事故分析
        【事故经过】
        2004年5月16日3:36:05，3号炉发生全炉膛灭火，3:37:53汽包水位低三值汽机跳闸，机组解列。锅炉于3:50点火，3:56汽机挂闸，4:40并网，负荷逐步恢复。
        【事故原因分析】
        接班机组负荷255MW，2:08，3号炉吹灰，运行人员切除引风自动、送风自动、CCS协调控制。3:35:50，炉膛负压从0开始下降，3:36:05负压降到-675Pa时全炉膛灭火信号发出，锅炉MFT动作。查SOE记录和历史趋势发现:3:35:59开始，在4秒钟内A、C、B、E、D、F层煤火焰相继丧失，满足全炉膛灭火动作条件，MFT发出，首出“全炉膛灭火”。热控保护正确动作，MFT后联跳设备正常。
        锅炉熄火后，MFT快减负荷动作正常，3:36:14运行人员将两台汽泵切为手动控制，同时启动电泵加大给水流量。当时两台汽泵维持转速在4645和4665rpm，但水位下降很快，电泵转速升到5000rpm时水位开始回升，给水流量最大到1250t/h。此后关小勺管，水位先升后降， 3:37:53汽包水位低三值发出，汽机跳闸，联动设备正常。
        【暴露问题及整改措施】
         运行人员对吹灰顺序不清楚，应联系厂家了解吹灰程控步序。
        五、 5月17日停机事故分析
        【事故经过】
        2004年5月17日7:16:00，3号机组汽包水位低三值停炉停机，机组解列。
        【事故原因分析】
        机组负荷刚升到300MW，CCS未投入，B小机跳闸，启电泵不成功，设目标值100MW减负荷，A小机切为手动，投锅炉自动不成功，水位急剧下降，7:16:00，汽包水位低三值停炉停机，停机后联动设备正常。
        小机A跳手动原因为转速指令偏差大。由于汽机调门由86%关到53%，而燃烧未及时调整，造成汽压上升，水位下降，给水自动增加转速指令，小机转速到5650rpm时由于进汽量减少、四抽汽压降低，实际转速开始下降，偏差增大。当偏差大于500rpm时跳为手动。
        【暴露问题及整改措施】
        1.电动给水泵无法投入是这次事故的根本原因，由于液力耦合器振动，执行机构电机损坏，无法正常工作。
            2. 增加对事故的设想能力，解决好振动对执行器的影响。