1、事发前运行方式
（1）110kV 5M挂：＃3机（97.62MW/37.12MVar）、＃10机（102.6MW/32.2MVar）、＃11机（53.5MW/26.77MVar）；仙热I线1163（133MW/39.4MVar）、仙热II线1164（132MW/39.7MVar）、＃6主变（＃02高变）。仙热线过载切机投＃3机。
（2）110kV 6M挂：欢热I线1494、欢热II线1495、＃01高变。
（3）110kV 7M挂：＃4机（56.98MW/22MVar）、南热I线1161（28.17MW/2.3MVar）、南热II线1162（26.15MW/0.4MVar）、＃03高变。
（4）＃01高变挂在110kV 6M，向6.6kV 1、2、3段供电，6011、6012、6013开关合上，备用电源快切联锁投入。
（5）＃02高备变挂在11.5kV（接＃6主变低压侧），为全厂6.6kV厂用电备用电源。
（6）＃03高变挂在110kV 7M，向6.6kV 4、5段供电，6034、6035开关合上，备用电源快切联锁投入。
2、事件经过
（1）6月13日14:39时，四控控制室听到室外“嗡嗡嗡”明显低沉异常声响，值班人员立即查看各机组状况：＃4机明显过载，有功最高达68MW，无功最高达42MVAR，汽机转速最低到2422.74/2442.99转。随即四控照明失去，直流应急电源未能自投，且安全门起座，检查发现＃4机跳机，＃4、11机DCS画面上辅机主备均显示黄色故障状态。
①SOE显示：14:39:34.346，＃4机因AST压力低跳机，查＃4机DCS画面各辅机均停运且显示黄色状态，首遮断画面为“DEH停机”指示闪烁，“滑油压力低”、“EH油压低”、“振动大”、“遥控3 ＃4机电气故障”、“遥控5 AST油压低”指示亮。DCS显示6.6kV 4M电压为零，6034、6024开关为黄色，都未合闸，检查＃4机高压电动主汽门前压力6.5MPa，低压电动主汽门前压力630kPa，高低压旁路均在关闭状态，手动拉高低压旁路时不能打开。值班人员检查＃4机直流油泵自启，滑油母管压力0.9MPa。因高压炉安全门持续动作不能回座，当时查＃3炉过热器压力6.89Mjpa，为防止锅炉长时间超压、锅炉干锅，14:40时立即在四控手拍5E紧停＃3机，＃3炉低压炉过热器压力最高661kPa，其安全门未起座。
约16:42时，值班人员手动复位6034，并手动合闸6024，但发现电压仍没有。约14:43时检查6.6kV 4M电压5.88kV，厂用电恢复。因＃4机各MCC主路开关跳闸，备用开关联锁未合上。值班人员合闸备用侧开关434Q、434E、433H，四控照明恢复，立即打开高低压炉向空排，约16:44时＃3炉高压过热器安全门回座。手动启动＃4机交流滑油泵，手动停止直流油泵。此时检查发现＃6、7循泵运行，＃10－12冷却塔风机运行，将＃6、7循泵、＃10－12冷却塔风机停运，并启动凝结水泵，完成正常停机操作。
＃4机临界振动：1656转，＃1/2/3/4瓦振81/22/40/56微米；1475转，瓦振33/10/68/103微米；1114转，3X/Y为275/161。15:15时，＃4机投入盘车。
14:50时，检查＃4机ETS柜上报警为：＃4发电机故障、就地打闸、EH油压低、轴振大、超速停机2、不破坏真空报警灯亮。＃4发变组＃1保护柜上报警为：主汽门关闭、灭磁开关跳闸、PT断线报警；＃2保护柜上报警为:不对称过负荷定时限、PT断线。
②14:41时（MKV时间），＃3机MCC进线开关切换后失电，4033、3033均跳开，两个开关上口电压表指示为零。辅机全停，MKV电脑失电关闭，88QE投入正常，单元长令＃3机由四控紧停。接着值班人员就地检查滑油母管压力1.6bAR。约14:46时回到控制室，检查无异常后手动合4033恢复燃机厂用电，启动88QA、88QV、88WC1，检查运行正常后停88QE。就地滑油压力7.4/7.2/2.1bar，调整油箱负压为－40mmH2O。停机后MKV频发“GAS PURGE VLV FAIL TO CLOSE TRIP”报警，就地检查VA13-1/2反复动作。值长通知热控检查，请示郑总同意强制L20PGX为零后15:54时启机，16:19时＃3机并网，16:48时＃4机并网运行正常。
（2）14:39时，四控出现异常低频过载声响，＃3锅炉安全门起座，值班人员廖其生检查DCS画面上6.6kV 5M电压也为零，6035黄色“跳位”，6025黄色“故障”位，快切失败，后来查SOE有“14:39:38.022 6kV 5M后备电源失电”报警。值班人员立即手动复位6034，并手动合闸6024，发现仍无电压。说明6.6kV厂用电仍未恢复，四控值班人员考虑到外部线路情况恶劣，且＃4机出现了严重过载跳机现象，为了确保机组安全于14:40时紧停＃10机、11机，＃11机转速最高3182转，就地3183转，＃2撞击子动作。停机过程中发现＃10炉＃11机辅机都联锁过，均显示黄色，检查＃11机交流油泵自启投运正常，＃8/9循环水泵、＃13－16冷却风机运行正常。此时厂用电恢复正常，切除对外供热和重油供汽。查首遮断画面“手动停机”指示闪烁。
14:50时，检查＃11机ETS柜：遥控3 ＃11发电机故障、EH油压低、就地打闸、手动停机、遥控4油开关跳闸、遥控6 OPC动作跳机。
14:34:46，＃10机MKV发大量辅机切换报警。
14:35:02，＃10机进线4AMA切至4AMB运行。
14:35:09，＃10机MCC进线由4AMB切至4AMA运行。
14:35:34.046，＃10机MKV发“HRSG+STEAM TURBINE TRIP”报警。
查＃10机各辅机切换未成功，均黄色报警，手动主复归后各辅机恢复正常，辅机间、轮机间、发电机间检查正常。
14:51时，＃10机投入盘车，顶轴油压＃4/5瓦110/80bar。
15:27时，＃10机开机，15:51时并网，16:29时＃11机并网。
（3）14:39时，二控警铃响，南热I线“保护装置故障及PT回路断线”光字牌亮，南热I/II线、仙热I/II线电压、电流、有功、无功出现振荡，检查南热I/II线、仙热I/II线保护装置启动，欢热I/II线正常。
（4）Z1重油变失电，4Z11跳闸，4ZAB母联联锁合闸正常。
（5）化水厂用电进线开关4OH4跳闸，备用进线开关4OH7合闸正常。
（6）三控6.6kV 1/2/3/4M快切装置闭锁灯亮。
（7）14:39时，三控DCS出现I、II、III段快切装置闭锁报警，查线路运行正常，但随即负荷丢失，值长在第一时间联系调度得知外部线路故障，进一步了解确认为南五线检修，西五线跳闸后重合闸成功，西南线跳闸重合后又手动断开。
3、原因分析
（1）此次故障的直接原因为西南线跳闸重合后又手动断开，造成电厂＃4机带南头站和＃03高压厂变孤网运行。而当时南头站的落地负荷约80MW，而电厂＃4机正常出力为59MW，＃4机低频过载跳机，导致6.6kV Ⅳ、Ⅴ段失电。
（2）当时由于系统仍处于故障暂态过程，整个西乡电压仍未恢复正常，从而出现了电厂快切装置因为“6kV4、5M后备电源失电”闭锁6024、6025合闸，快切未成功，同时6.6kV1/2/3M也出现快切装置闭锁的报警。值班人员第一时间发现厂用电快切失败，立即抢合6024、6025（但当时电压仍未正常）。由于＃4机低频过载跳机，且厂用电没能及时恢复，而＃3炉已经出现锅炉长时间超压情况，为了保证主设备的安全，被迫紧停＃3、10、11机。
（3）由于系统故障原因和过程目前仍未收集到可实的情况，对仙热线方向的电压暂态过程发生过程、时间情况有待进一步考量电厂6.6kV厂用电动作情况。
4、防范措施
（1）＃4机ETS柜有“超速停机2”报警灯亮，DCS首遮断为“DEH停机”，而实际属同一个报警，描述不一致，需增加例外报警，热控在六月底前完成相应更改工作。
（2）电气分部对全厂事故照明进行普查，完善恢复其正常功能。
（3）电气分部确认＃4机MCC进线电源切换原理是否与低电压有关，同时确认其操作电源。
（4）运行通讯设备（对讲机）修复或更新换代。
（5）加强运行方式的调整，确保厂用电的安全。
（6）增加110kV系统故障录波装置