1、事件经过
（1）3月2日7:10时，＃3机开始打重油加热循环，7:15时＃3机发启动令启机，7:20时＃3机值班员发现重油泵出口压力（MKV）为3.03bar，切换站进口压力为2.93bar，重油加热器后温度为110℃，切换站温度为94℃。当时重油大循环阀为开位、小循环阀为关位、重油压控阀为关位。立即联系重油值班人员到现场检查，查泵出口压力为3.5bar。将重油泵由＃1切至＃2，重油压力仍未变化。怀疑小循环阀实际未关闭（按程序重油加热器后温度大于74℃应关闭），进行小循环阀开、关试验，观察到开启小循环阀后，切换站进口压力由2.93bar下降到2.4bar，重新关闭后压力恢复到2.93bar（由此判断小循环阀确已关闭）。汇报值长联系检修检查重油压控阀，并通知重油值班员油压控阀前手动阀。经全关手动阀后,切换站压力升至5.0bar，维持该状态运行。
（2）7:30时，＃3机并网，7:35时开始切重油，7:37时切重油过程中发现，当重油大循环阀关闭后（按程序大循环阀在三通阀开至20％时开始逐渐关闭，60秒关完），重油切换站进口压力突然升至9.8bar，立即联系重油人员调节重油回油手阀，将重油压控阀前的手动阀开启两格后，重油切换站进口压力逐渐降低至6.0bar，重油泵出口压力降至6.5bar，当时重油压控阀在全开位。汇报值长，运行专工要求暂时这样运行。7:45时＃3机切重油到位。
（3）检修赶到现场时发现重油压控阀前手动阀已节流，处于部分关闭状态，重油压控阀处于自动控制状态。检修当即检查压控阀，当输入20MA信号时，阀的行程只能达到90%（应该为100%），由此判断重油压控阀有问题，因机组正在烧重油运行，经与运行协商，没对压控阀作进一步的检查，重油压控阀仍保持“自动”方式运行。
（4）8:00时，白班接班时切换站入口压力为5.8bar。9:15时，重油泵出口压力升至7.5bar（重油压控阀调节不稳），应＃3机值班员要求重油值班员（开大重油PCV阀前手动阀）将重油泵出口压力调至6bar运行。
（5）9:55时，根据值长令，＃3机预选负荷95MW，投IGV温控运行。10:00时，值班员吴海深巡检时发现＃3机切换站压力瞬间在3.0~6.2bar之间波动（约1.5秒变化一次），约20秒后稳定在5.66~5.4bar之间，并用对讲机告知四控，四控值班员也看到一次，之后未发现异常，继续观察。12:00时和14:00时，两次到切换站检查压力均在5.4~5.6bar之间变化。
（6）14:15时，接值长令，＃3机预选负荷80MW，投IGV温控，＃3机值班员通知重油调整切换站压力为5.7bar运行。
（7）14:50时，根据值长令，＃3机带回基本负荷运行，在升负荷过程中86MW时发现重油切换站压力在5.4~5.2~5.0bar之间波动，燃机继续升负荷，14:54:40时＃3机突然发“液体燃料入口压力低”，熄火遮断。MarkV画面有如下报警：
14:54:40:468 备用重油泵运行；
14:54:40:468 重油泵出口压力低；
14:54:40:718 ＃１重油泵入口压力低；
14:54:40:718 ＃２重油泵入口压力低；
14:54:40:718 重油压力低和压力传感器故障；
14:55:09:218 重油压力低／高；
14:55:11:341 液体燃料入口压力低，燃机熄火遮断；
14:55:11:593 重油压力异常禁止切换；
14:55:11:593 重油压力异常；
14:55:14:468 重油加热器出口流量低．
（8）15:35时，检修检查重油压控阀，发现压控阀的减压阀漏气，为了不影响启机，决定将压控阀置“手动”方式运行。16:40时，机组并网正常。处理故障时间1.75小时。
2、原因分析
事故发生后，进行了多项试验，电厂也就此专门召开了多次技术分析会。试验及分析得出的结论是＃3机重（轻）油压控阀调节特性差，且重轻油切换的控制程序和参数在设计上存在缺陷（导致跳机）。至3月19日，在进行程序的修改后，系统完全满足各种运行工况要求。
3、防范措施
（1）规范运行人员交接班制度，对问题设备检修人员应向运行当值人员说明设备故障原因及注意事项，运行人员据此做出相应反措，运行各值交接班时应对带缺陷运行设备进行书面及口头的重点交接。
（2）运行值班人员对带病运行设备加强巡视与跟踪，且要按照设备故障→ 采取临时反措→ 报专工→ 报部长的汇报程序，逐级完善安措的制定与实施，实现多级监控，确保安全运行。
（3）本次跳机及其后的处理明显反映出检修人员对设备状况及存在问题（尤其是调节、控制系统）未进行全面深入的了解与掌握，热控、电气两分部对现场出现的疑难问题决不能轻易放弃，一定要组织技术力量进行攻关。
（4）＃1、＃10机燃油控制系统同样存在类似问题，参照＃3机成功的经验尽快研究解决方案并实施。