一、事件经过
2008年11月2日20时，#4机组运行，负荷173MW，除氧器水位1992mm,凝结水泵出口压力2.4Mpa,高压给水压力13Mpa,平均床温913℃，给煤量100T机组稳定运行参数正常。
20：07：50监盘发现#4机凝结水泵A出口压力升为3.25 Mpa、除氧器水位开始下降。
20：08：00派副操到就地检查除氧器上水调节门状态，并开启手动旁路门，派副操到汽机零米检查凝结水系统。
20：09：00#4机开始减负荷，汇报值长#3机加负荷。联系华新检修。
20：10：00手动关闭三段抽汽电动门及气动门，手动解列#4、5低加汽侧，开启#6低加旁路电动门。
20：10：00副操汇报除氧器上水调节门开度为全开，并手动旁路门已全开，无过流声音。
20：10：20副操汇报，就地热井水位满水，凝结水母管压力为3.25 Mpa。
20：11：20 运行DCS发现#4机精处理旁路运行，主路退出运行，旁路调节门已全开。
20：12：00退出B凝结水泵备用，关闭出口门。
20：12：00联系热工人员检查。
20：13：35 就地检查#4机精处理调节门前后手动门全开状态，旁路调节门已全开。
20：16：30就地手动开启凝结水精处理手动旁路门，凝结水流量开始增加。
20：16：41启动B凝结水泵，开启出口电动门。
20：17：35除氧器水位降至414 mm
20：18：00低水位联跳A给水泵。此时汽包水位降至-270 mm，手动MFT。
20：18：30机组负荷最低降至28MW。
20：21：00除氧器水位升至1850 mm，给水泵具备启动条件，启动B给水泵，给锅炉上水。
20：24：00启动给煤机，开始加负荷
20：25：00停运A凝结水泵
20：48：00负荷升至100MW。
二、事故原因
1.凝结水精处理压差高保护动作后，自动启动旁路系统，实际出口手动门传动杆连接键已从键槽内脱离，阀门手轮操作时，门杆不动，阀门未打开；造成精处理切除后，自动旁路投入运行时，凝结水至除氧器上水中断，除氧器水位低，联跳给水泵；
2.运行人员监盘不认真，未及时发现凝结水精处理自动切换到旁路系统；
3.精处理反冲洗系统定期工作不能满足设备要求，以致精处理压差高，保护动作切除运行系统。
4.运行人员在机组运行出现异常的情况下，分析判断不准确，没有根据运行参数做出及时准确有效的处理。
5.凝结水精处理旁路出口手动门故障后，运行巡检检查未及时发现。
6.运行操作风险预控措施不到位，事故发生后不能及时监控操作画面，发现事故现象、原因。
7.运行人员对设备、系统不清楚，没有及时开启精处理旁路系统门。
三、暴露问题
1.机组试运行期间未投入精处理系统，设备存在隐患和缺陷未及时暴露。
2.运行监盘精细度不够，精处理系统解列未及时发现。
3.凝结水精处理保护报警系统设计不完善，精处理压差高保护动作不报警，直接切跳系统，画面报警存在缺陷。
4.运行人员运行经验不足，事故判断能力较差，事故预想不足。
5.给水泵保护定值设置不合理（除氧器水位升至1850 mm，允许启给水泵水位点太高。），保护定值不合理应重新修订。
6.检修人员风险预控意识不强，事故判断分析能力不足，未及时查找到设备缺陷原因。
7.设备可靠性差，汽机专业未及时试投精处理旁路系统。
8.设备故障后，巡检未能及时发现旁路门设备缺陷。
四、防范措施
1.对未投运设备及系统应在专业主管监护下操作、试运。
2.加强DCS画面保护报警管理，精处理保护动作需设置报警。对不合理保护定值进行修订，保证机组及设备安全运行。
3.加强运行人员技术培训，提高操作人员分析判断能力、完善事故预想和风险预控措施。
4.加强检修管理，提高检修人员事故判断能力，及时、准确判断缺陷，保证缺陷及时处理，提高设备的健康水平。
5.加强设备点检，及时发现设备缺陷、隐患予以消除，加强设备可靠性管理。
6.设备技术部、发电运行部对＃4机未试运设备、系统进行排查，安排逐步试运；发现问题及时安排处理。
7.设备技术部、发电运行部重新调整修正精处理系统反冲洗定期工作。
8.发电运行部专业主管加强定期工作管理和监督。
9.发电运行部加强人员业务学习，提高运行人员巡检水平，及时发现设备缺陷。
10.组织全体运行人员学习本次事故，举一反三，提高运行人员监盘事故判断能力。