1、事件经过
（1）6月30日5:45时，根据调度指令配合进行电厂由110kV“两厂”运行方式转为“三厂”的调整操作。
（2）7:00时，调度令断开欢热Ⅰ线厂侧开关1494、欢热Ⅱ线厂侧开关1495。当时＃1、＃2、＃3、＃4、＃6、＃8、＃11机、欢热线、南热线挂110kV Ⅶ段母线上，当班值长监视到欢热线负荷较重（80MW），担心操作时潮流分配引起异常，向调度提出异议。调度在模拟机上进行潮流计算后，认为断开欢热Ⅰ开关可行，7:05时调度重新发令断开欢热线开关。
（3）当值长下令断开欢热Ⅰ线时，发现所带负荷上升至99MW，按调度规程执行调度令，没有再提出异议。7:08:23断开欢热Ⅰ线开关1494，约2秒钟左右，欢热Ⅱ线距离Ⅲ段保护和＃6机失磁保护相继动作跳闸，＃8机快速减负荷解列停机（＃5机检修）。
（4）欢热Ⅱ线保护动作打印记录为“距离Ⅲ段动作”、“测距0158.7km”、“故障相别为A、B、C”。
（5）＃6机MarkV报警有“无功低自动退出PF控制”、“发电机差动跳闸”、“重油状态下跳闸”，发电机保护盘上报警有“失磁保护动作掉牌”。
（6）检修到场后检查确认欢热线Ⅱ距离Ⅲ段动作属于断开欢热Ⅰ线开关时负荷全部转移至欢热Ⅱ线引起线路保护测距进入距离Ⅲ段保护区域而动作跳闸，＃6发电机失磁保护动作属于欢热Ⅱ跳闸后，无功负荷重新分配暂态过程中，因励磁调节器的动态调节特性较差造成减磁过调，导致失磁保护动作跳机；
（7）10:15时，＃6机重新开机；10:31时，并网正常。整个故障历时3.3小时。
2、原因分析
（1）从欢热Ⅱ线保护动作故障录波查得：故障相别为A、B、C三相，故障电流为4.86A，母线电压没有变化，计算当时的测量阻抗值为13.768欧，小于距离Ⅲ段的保护定值17.45欧，显然已进入距离Ⅲ段保护动作区域，保护动作正确。
（2）从故障录波倒推当时断开欢热Ⅰ开关时，原来经欢热Ⅰ送出的负荷全部转移至欢热Ⅱ上，导致欢热Ⅱ进入距离Ⅲ段保护动作区而动作跳闸。
（3）当欢热线全部断开后，对我厂相当于甩负荷，短时出现无功富余，引起发电机电压的升高，挂同一母线的发电机励磁调节器即进行减磁调节以降低无功出力。与此同时，从欢热线送出的负荷向南头方向转移，系统仅仅经历一暂态变化。＃6机AVR存在一些先天性缺陷，2004年曾请专家对这方面的问题进行过检查分析，并得出结论性意见,认为＃6机励磁调节器PI积分环节较弱，相对于其他机组动态调节品质较差，在减磁调节时出现过调现象，致使机组进相运行，导致失磁保护动作跳机。
3、防范措施
（1）在事件的过程中暴露出沟通不足的问题。这个沟通不足体现在多个方面，如电厂同供电局调度之间的沟通不足，导致在这次重大倒闸操作前无具体书面方案，仅有口头通知，厂内上下级之间，运、检、安技之间沟通不足，导致出现疑问时缺少把关，出现问题后各个岗位人员对故障无法了解，沟通不足必然导致在信息交流的途径中出现堵塞，而这个堵塞往往是我们工作中产生问题的隐患，为此要加强生产调度信息的沟通，完善生产调度程序。
（2）对此次事件来讲，信息沟通不足最直接的应该是与供电局之间的沟通不够，主要是因为负责与供电局协调的员工临时抽调四控当班，导致其工作暂时出现了一个真空，反应出运行部在管理上存在漏洞和不足，应引以为诫。
（3）在事故处理过程中，运、检两部均缺乏明确的故障处理流程，而这个流程对于快速查明原因、防止故障扩大，建立有效反措很有意义，高效率的工作是离不开合理可行的工作流程。故运、检两部要梳理事故处理流程，建立有效的事故指挥系统。
（4）对此类故障缺少事故预想，要进一步完善事故预想，对各种可能出现的故障均要有应对措施。
（5）加强电气、运行人员继电保护专业知识的培训工作，提高相关专业人员的业务水平，以应对特殊情况下的分析判断。
（6）针对近期出现＃6机无功波动和失磁保护动作，电气尽快完成对＃6机励磁调节器的清理检查工作，以提高调节器的可靠性。
（7）就故障原因及欢热线保护定值与供电局进行进一步的沟通。