事件经过：＃3机组负荷235MW，主汽压力15.4MPa，主汽温度535℃，总煤量110T/H，A、B、C、D磨煤机运行，＃3－1、＃3－2引风机、送风机、一次风机运行，＃1、＃3给水泵运行，机组投协调。3月25日0：10＃3机组负荷由235MW开始加负荷（准备加至250MW），0：11＃3炉总煤量突由110T/H降至80T/H（A、B、C、D磨同时自动减煤），负荷由235MW降至180MW，主汽压力至15.8 Mpa，机组协调手动切为机跟踪，投下层4支油枪助燃，随即总煤量又由80T/H自动加至119T/H，负荷自动加至300MW，此时主汽压力为14.8 Mpa，汽包水位先波动至－62mm后向正方向发展至＋150mm时水位自动跳，运行人员手动调整水位，0：15＃3炉汽包水位低，MFT动作，联跳汽轮机、发电机。0：40＃3炉点火，0：58＃3机冲转，1：16定速，1：19＃3机组并网。
原因分析：（1）、＃3机组总煤量、负荷突降后又突增原因：近期#3机组的协调系统运行不正常，负荷波动较大，协调系统存在问题，需在机组小修中进行修改。22日8时左右＃3机组协调又出现大幅波动，针对专家组建议热工人员于22日晚23时左右对协调系统的机炉调节器参数进行了修改。其中机主控放大倍数由0.04变为0.03，积分时间由125变为160，炉主控由0.5变为0.6，积分时间580变为450。23日对协调系统的参数进行了小幅度改动，但效果不太明显。24日20时，又对协调系统的参数进行修改，因为负荷跟踪较慢，便将机主控调节器的放大倍数由0.03增大为0.05，积分时间由160变为115，并加入微分作用，增益为0.15，机主控前馈系数由0.18变为0.1后又变为0.2。20：24因运行人员误开＃3炉烟气再循环档板造成负压波动大，协调自动跳，故未对调节系统进行长期观察。23时协调投入，25日0：11，调节器输出发生振荡，煤量大幅变化，由110T/H突降为80T/H后又突增至119T/H， 负荷由230MW降至180MW又升至300MW（负荷下降时，运行投入4支油枪）。热工人员修改协调参数幅度过大，且未进行扰动试验是造成协调输出发生振荡，煤量、负荷大幅波动的主要原因。（2）、＃3炉汽包水位低MFT动作原因：在总煤量自动由110T/H降至80T/H后又增至119T/H、负荷由235MW降至180MW又突增至300MW情况下，汽包水位扰动大，手动调整水位难度大，加之运行人员经验不足，在给水自动跳后手动调整水位时，给水量调整幅度过大，在汽包水位由－115mm向正方向波动至－60mm时，将＃1、＃3给水泵勺管总操开度由76%关至27%，给水流量由最大1177T/H降至81T/H（其间＃1、＃3给水泵均因流量低于150T/H自动打开了再循环门，造成给水流量持续低至81T/H），后运行人员又将＃1、＃3给水泵勺管总操开度由27%开至64%时，汽包水位已达－300mm，MFT动作。
暴露问题：（1）、热工人员修改协调参数未经充分讨论研究，修改幅度过大，参数修改后未进行扰动试验，且没有长期观察，造成机组协调功能失常，反映出热工人员对机组协调控制系统了解掌握不够，安全生产意识不强，未认识到修改参数可能带来的后果，未制定落实严密的技术保障措施。（2）、此次虽然煤量、负荷突变对汽包水位扰动大，水位调整困难，但运行人员在此次水位调整操作中，给水量调整幅度过大，在当时负荷300MW、汽包水位由－115mm波动至－60mm时将给水流量从1177T/H急剧关至81T/H导致汽包水位低MFT动作。反映出运行人员事故处理经验不足，处理过程中不能做到冷静果断正确处置，未能结合当时负荷、水位变化趋势、主汽流量、给水流量进行水位调整，同时＃1、＃3给水泵因流量低于150T/H自动打开了再循环门造成给水流量持续低至81T/H也反映出运行人员对设备系统了解掌握不够，专业技术水平与事故处理能力仍需进一步提高。
防止对策：（1）、已于25日将协调参数改回原来值。在＃3机组中修时完成DCS优化工作，提高机组协调稳定性。（2）、要加强对机组控制系统参数、保护定值修改管理工作。在参数、定值修改前要经充分的论证，经主管领导审批，修改时要经单元长同意并有专人监护，修改后要及时做好记录。（3）、加强运行人员专业技术培训，提高运行人员事故情况下正确判断处理能力。要结合历次非计停事件，详细制定出各种异常工况下处理预案，供运行人员学习提高，安全日活动中要把事故预想与事故演习作为目前的一个重点来抓好，以避免事故处理过程中因运行人员经验不足、处置不当而造成事故扩大。（4）、要尽快联系完成二期300MW机组仿真机系统的安装、调试，以供运行人员上机培训，模拟演习各种事故处理，通过强化培训，尽快提高运行人员专业技术水平与事故处理能力。