沙南一线线路发生转换性故障（B相接地转为C相接地）。沙南一线纵联差动保护（MCD）装置判断为转换性故障，发跳A、C相令，保护动作正确。纵联差动保护（P544）装置判断为转换性故障，发跳A、B、C相令，保护动作正确。后备保护（902A两套）装置判断为转换性故障，发跳A、B、C相令，保护装置动作正确。
        3、电网稳控装置分析
        沙南双回线全部跳闸，跳闸前机组总出力1560MW，满足装置动作条件（N-2,400MW）,电网稳控装置动作。由于2号机停备，运行方式保留1、5号机，稳控装置主机发出了切4、7、8、3、6号机指令。各单元从机在执行主机切机命令时会实时检测各台机组是否运行来判定需切机组，判定机组运行的条件是发电机实时功率大于75MW，由于沙南双线已跳闸，各机组送出通道电流瞬间变的很小，从机判定机组全部为停运，所以从机未发切机指令，故3、4、6、7、8号机组由高周保护动作切除。
        4、4、7、8、3、6号机组掉闸分析
        由于沙南双回线跳闸，本厂频率最高52.8Hz。高周及失步切机保护动作，机组跳闸的顺序依次为4、7、8、3、6号机。4、7、8号机组高周失步定值52 Hz；3、6号机组高周失步定值52.25 Hz。
        5、5号机组掉闸分析
        （1）高周及失步切机未投（运行方式要求），机组掉闸。经检查为发变组保护B柜程跳逆功率动作。程跳逆功率动作逻辑为汽轮机主汽门关闭与发电机逆功率两个条件同时满足，保护正确动作。
        （2）在1、5号机组单独带全厂厂用电的情况下，由于DEH不具备孤网运行的调节条件，机组转速最高升至3180转，机组超速至103%后OPC动作，机组抗燃油压波动较大，造成3个保安油压力开关动作，停机电磁阀ZS2带电动作，主汽门、调速汽门全关，在发电机逆功率后，程序跳闸逆功率动作，机组掉闸，联动锅炉MFT。
        6、1号机组掉闸分析
        （1）高周及失步切机未投（运行方式要求），机组频率降至41.7Hz，机组掉闸。经检查为发变组B柜过激磁反时限t2保护动作跳闸（定值1.2倍60s，1.25倍30s，1.3倍5s），保护正确动作。
        （2）在1号机组单独带全厂厂用电的情况下，机组负荷由250MW突降至145MW，并在150MW-30MW之间大幅摆动，由于DEH不具备孤网运行的调节功能，造成OPC动作及一次调频频繁动作达到5次，小机进汽基本中断，汽泵转速下降，给水流量降低，使给水自动调整在三冲量与单冲量之间频繁切换，汽泵再循环门打开，使汽包水位下降；同时，机组OPC动作后，机组调门快速关闭，负荷骤降，造成汽包压力快速上升，汽泵打水困难加剧，在以上两个因素的影响下，最终造成汽包水位低三值锅炉MFT动作，随后CCS自动切除，DEH逻辑要求保持了当前高压调门开度不变，接近关闭，中压调门全开的状态，蒸汽量不能满足负荷要求，使得汽轮机转速逐渐下降，最终过激磁保护动作跳闸。
        【暴露问题】
        1、5042开关B相重合后，主保护动作未跳开，单相运行，最后由电抗器保护动作跳开。
        在沙南二线B相故障后，沙南二线对端开关与电厂侧5042开关的重合闸均动作，对端开关先重合于故障，对端保护动作跳开开关，同时电厂侧两套主保护也发出了跳闸令，但此时电厂侧5042开关B相重合闸动作成功，同时接地故障消失。此时主保护的跳闸令与5042开关控制回路断线同时出现，造成5042开关B相未跳开，最后控制回路断线报警消失后由电抗器保护动作跳开5042开关 B相。5042开关非全相保护未动作原因，由于时间继电器采用开关本体继电器（定值2.5s），时间定值整定不准，在B相合闸2740ms后开关非全相保护未动作，而由电抗器保护动作跳开。在7月27日， 将5042开关转冷备，检测非全相保护时间继电器动作时间为3.06秒，随后对时间继电器进行调整传动，现非全相保护动作时间为2.5秒（定值为2.5秒），调整后传动正常。
        2、电网稳控装置切机未动作。
        沙南双回线跳闸前机组总出力为1560MW，满足稳控装置动作条件。但稳控装置控制方案是主机动作后，再由单元从机判断机组是否运行，并且由从机发出切机指令。稳控装置为2006年建设。根据当时电网运行方式，装置设计具备N-1及N-2的功能，控制策略相对现在较为复杂。此控制方案在设备安装调试中，当时进行了模拟两条线路跳闸工况，主机正确发出了切机指令，单元从机接收到主机切机指令，并判断机组运行（有功负荷大于75MW），同时发出切机指令，确认从机装置出口有跳闸信号，从而得出结论稳控装置动作正确。但现在看来此模拟线路跳闸调试过程与实际线路跳闸过程存在本质区别，在模拟调试中不能发现当沙南双回线切除后，机组的电流消失或很小，从而使从机判断机组为停运状态，不满足装置动作条件，不发切机指令。电网稳控装置未正确动作，暴露出专业技术人员不了解装置动作原理，对控制方案不了解，没有意识到此保护对于保全厂主机设备安全的重要性，埋下设备隐患。另外，在设备安装调试中，未能做到全面模拟实际状态下传动，只注重了双线跳开主机动作，机组接受跳令等的正确性，未能发现其在双线切除后，机组电流消失或很小使从机判机组为停运状态，不发跳机令的严重问题，同样暴露出专业人员技术水平差，技术水平有待提高的问题。
        3、厂用电失去的原因分析
        （1）2010年沙岛线切改后，为保证电厂厂用电，与调度沟通在220kV沙岛一、二线（2211、2212开关）增加一套自投装置，当沙南双回线跳闸后进行自投。但由于电厂220kV系统所带4台启备变及2台脱硫变为分级绝缘变压器，中性点接地刀闸在正常运行中为断开位置。当220kV失电时，若沙岛一、二线自投动作将造成6台变压器全电压冲击，有可能造成变压器靠近中性点处绝缘损坏，致使设备故障。因此，此方案无法实施。
        （2）电厂稳控装置正常运行时保留两台机组（1、2号机组）不切机。1号机在2003年7月联变故障时曾单带地区负荷，但因1号机中压调节汽门的结构问题，在压力高的情况下打不开，此问题在机组检修中已进行了改进，在此次事故中未再发生。但此次1号机组掉闸暴露出DEH不具备孤网运行的功能，发电机出口开关合闸状态时DEH的控制方式始终在功率回路，当发生线路掉闸时1号机组单带厂用负荷运行相当于单机带孤网运行，但此时DEH的控制模式为功率控制方式，造成机组转速大幅摆动，直至汽包水位无法维持锅炉灭火时，DEH逻辑判断为故障状态，汽机调门维持灭火前开度不再进行任何调整，因灭火前瞬间汽轮机调门几乎为全关状态，造成汽机进汽量小于厂用负荷的需求，汽机转速下降直至低频保护动作停机。暴露出的问题主要有，一是在机组运行工况剧烈变化、调门大幅摆动的情况下，参数变化已超出了给水自动调整的范围，水位难以控制；二是1号机组在沙南双回线跳闸后25秒锅炉水位低灭火，35秒后汽机跳闸，运行人员很难在这么短的时间内准确判断故障进行手动调整，需进一步优化控制策略。
        （3）在设备隐患治理上存在死角，对沙南双回线掉闸时的厂用电运行方式认识不足。需要进一步研究在沙南双回线掉闸时，机组保留台数、保留顺序。
        4、网控NCS系统改造投运已接近10年，设备老化严重，部分测控板SLC卡件输出数值不准确，NCS上相关数据显示不准确，操作中问题多，延长了事故处理时间。且该型号测控板卡件在南瑞科技公司已停产，卡件更换和维护都存在一定的困难。
        5、网控及各单元的保护装置、DCS、NCS上时钟不统一，给事故分析带来了困难。
        6、在设备管理上存在漏洞，部分设备检修维护不到位，未能及时发现设备隐患。5、6、7号机组柴油机在带负荷运行一段时间后发生柴油机冷却液温度高跳闸，暴露出设备维护保养不到位。正常运行中柴油机定期试验无法全面检验柴油机的状况，需研究柴油机带负荷试验方法，确保柴油机可靠备用。
        【防范措施】
        1、联系厂家及电科院，研究单带厂用电的机组如何强化和完善DEH的调节性能，使其能够满足带孤网运行的功能。同时对相关热力系统进行改造，对自动调整控制逻辑进行完善，使其能够适应孤网运行。
        2、为了避免联变掉闸对厂用电源的不利影响，降低单台联变情况下500kV与220kV合环的风险，已开始研究增加1台联变技术方案，正常保持两台联变并列运行。
        3、针对此次稳控装置出现的问题，已经联系厂家、电科院及电网公司，认真分析其未正确动作的原因，认真论证取消从机动作判据的可能，保证事故情况下装置的可靠动作。进一步研究稳控装置切机方式与机组高周及失步保护投入方式之间的相互配合关系，确定更加合理的运行方式。
        4、认真分析沙南双回线掉闸时的厂用电运行方式。根据此次事故中保留的1、5号机组自动调整状况，同时参考事故中全厂厂用电负荷，研究运行机组的保留台数、保留顺序，并将保留机组方案上报电网公司。
        5、做好以下几种异常情况下保厂用电的研究，并制定具体的方案：1号机组运行，沙南双回线跳闸如何保厂用电；1号机组运行，联变掉闸时如何保厂用电；1号机组停运状态下，沙南双回线跳闸如何保厂用电；1号机组停运状态下，联变掉闸时如何保厂用电。
        6、完善全厂GPS时钟装置，使网控及单元NCS、DCS上的时钟统一，满足生产需求。
        7、针对NCS系统运行已接近10年，相关测控元件老化严重，缺陷频发的现状，对NCS系统进行升级改造。
        8、加强对单元机组柴油机的维护及保养，保证在事故情况下可靠运行。在机组检修期间进行带负荷试验，检验柴油机运行的可靠性。
        9、加强设备管理，对设备暴露出的缺陷，认真分析，及时消除设备隐患。对缺陷、隐患进行更深层次的分析，做到举一反三。保证设备的可靠运行。
        10、根据全厂生产系统的实际和改造情况，不断完善应急预案内容，层层把关，为生产人员提供足够的技术支持。
        11、加强对事故预案的演习、不断发现、总结和纠正演习中的问题，提高生产人员团结协作的综合能力。
        12、继续加强运行、点检等生产岗位人员的技术技能培训，提高技术水平，提高事故处理能力和应变能力。