电气运行高级工案例分析题.docx

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电气运行高级工案例分析题

电气运行高级工案例分析题

七、案例分析题

1.一起非同期并列事故的分析

2003-03-28，某发电厂处理系统事故时，在倒厂用电时造成非同期，致使事故扩大，1台2500kVA的厂用高压变压器烧毁，系统大面积停电，厂用电失去。

1事故前的运行方式

1～5号发电机运行，2，4，5炉运行，10，35kV整段运行，热西1号联络线385（双侧电源线）、热西2号联络线386（双侧电源线）、热化线387（单侧负荷线），110kV出线与城西变电站并网。

2事故经过

2003-03-28T09:

24:

00系统故障，造成某发电厂热西1号联络线385、热西2号联络线386跳闸，“功率方向电压闭锁过电流”保护动作，4号发变组出口303开关跳闸，“复合电压闭锁过流”保护动作，1～5号机“强行励磁”动作。

由于大量甩负荷1，3号机停机，2，3炉灭火，部分厂用电失去。

为了保证厂用电，值长下令将市电开关1018合上（市电开关是某发电厂的备用电源）。

此时，由于电网故障造成城区变电站110kV母联开关150跳闸，2号主变高压侧开关102跳闸。

城西变电站1，2号主变35kV侧开关跳闸，35kV电压等级母线上电源开关都跳闸。

为了恢复送电，地区调度要求110kV整段运行，合上150开关。

因150开关是非同期开关，因此需将该发电厂的1314开关解列，但地调下令将5号发电机解列。

当值值长为了保证6kVV段带电正常（5号炉运行），令电气人员将6kVV段电源由发电机自带倒至备用变压器25B带，然后再停5号发电机。

电气人员合1028、6502（6502是一个非同期开关）。

在合6502时，发生冲击，致使2号机出口开关跳闸。

市电开关1018跳闸，全厂失去厂用电，5号炉灭火，5号机停机。

运行人员到现场检查，25B大量冒油；测绝缘，绝缘值为0。

3事故原因分析

（1）系统故障是由于城西变电站35kV电压等级的“西卡”线之间的2个电杆上各有1组瓷瓶因污闪放电，使输电线烧断，造成系统冲击，也使该发电厂与城西变电站的2路联络线385及386跳闸，4号机出口开关跳闸。

（2）城西变电站110kV电压等级是单母线分段，母联开关150是一个非同期开关，110kV要整段运行，必须使一侧无压，即地调要求该发电厂1314开关解列。

（3）该发电厂1314开关既是一个发电机出口开关也是西西线的线路开关。

地区调度下令5号发电机解列，而发电厂值长却认为是将机组解列，因此下令电气倒厂用电，准备停5号发电机。

实际上只需将1314解列，即西西线解列，5号发电机即可自带厂用电（6kVV段）。

（4）电气班长在不了解系统的情况下，即开始倒厂用电，合1028、6502。

在合6502时，造成非同期。

从发电厂方面看，当时110kV等级与系统是环网，但由于系统故障，已将城西变电站110kV母联开关150、2号主变高压侧开关102跳闸，因此已不在一个电网内。

而当时值长、班长都没有询问系统的运行方式，地调也不清楚该发电厂需要倒厂用电一事，因此造成非同期并列事故，致使事故再次扩大。

4暴露问题

（1）值长与电气班长的安全意识薄弱，对电网系统运行方式不了解，特别是在事故情况下盲目指挥操作，是造成事故扩大的主要原因。

（2）指挥人员对主接线情况不十分清楚，特别是对事故情况下的运行方式倒换不熟悉，命令不清楚，下令时用词不准确，造成误解。

（3）该电网、发电厂的保护定值配置不当，发电厂的4号发电机“复合电压闭锁过电流”保护属误动，城西变电站110kV母联开关150跳闸，城西变电站2号主变高压侧开关102跳闸都属误动。

（4）培训工作开展不够。

在系统冲击时，机、炉人员处理不到位，电气人员对系统不清楚，特别是在事故情况下，新扩建设备与老设备倒换运行方式时可能出现的非同期问题认识不足，平时没有做过类似事故预想方案。

5防范措施

（1）组织开展安全、技术学习，深刻反思，杜绝习惯性违章、盲目指挥，要使安全管理和技术管理相结合。

（2）加大各级人员的岗位培训力度，特别要加大事故情况下的应变能力和处理问题能力的培训力度。

（3）加强岗位练兵，提高运行人员素质，从基础做起，熟悉设备和系统，有针对性进行专业培训。

（4）做好事故预想，举一反三，避免可能出现的不安全和技术死角。

（5）要重新校验电网、发电厂的保护定值，确保保护装置能正确动作。

（6）在日常工作和事故情况下，各级人员都要准确使用标准、规范的术语。

下令要清楚，受令人要详细问清操作任务的目的，以防误解。

2.一起发电厂220kV母线全停事故分析

1事故前运行方式

某发电厂为220kV电压等级，双母线带旁路接线方式，从结构上又分为I站和II站两部分，之间没有电气联系。

事故前该厂处于正常运行方式。

2事故经过

2002-11-01T11:

35，220kVII站母差保护动作，母联2245乙开关及220kV4号乙母线上所有运行元件跳闸（包括3条220kV环网线路和2台200MW汽轮发电机组，另有1路备用的厂高变开关）。

网控发“母差保护动作”、“录波器动作”、“机组跳闸”等光字。

事故发生后，现场运行人员一面调整跳闸机组的参数，一面对220kV4号乙母线及设备进行检查。

11:

39，现场报中调220kV4号乙母线及设备外观检查无问题，同时申请将跳闸的机组改由220kV5号母线并网，中调予以同意。

11:

47，现场自行恢复II站厂用电方式过程中，拉开厂高变2200乙-4隔离开关，在合上厂高变2200乙-5隔离开关时，220kVII站母差再次动作，该厂220kV乙母线全停。

11:

50，现场运行人员拉开2200乙－5隔离开关，检查发现隔离开关A相有烧蚀现象。

12:

01开始，现场运行人员根据中调指令，用220kV环网线路开关分别给II站2条母线充电正常，之后逐步合上各路跳闸的线路开关，并将跳闸机组并入电网，220kVII站恢复正常运行方式。

3事故原因分析

（1）直接原因。

事故发生后，根据事故现象和报警信号分析，判断为2200乙开关A相内部故障，并对开关进行了检查试验。

开关三相支流泄漏电流测量值分别为：

A相0.375礎/kV，B、C相为0.0025礎/kV，A相在交流51kV时放电击穿。

11月2日，对2200乙开关A相解体检查发现，开关静触头侧罐体下方有放电烧伤痕迹，静触头侧支撑绝缘子有明显对端盖贯穿性放电痕迹，均压环、屏蔽环有电弧杀伤的孔洞。

经讨论认定，该开关静触头侧绝缘子存在局部缺陷，在长期运行中受环境影响绝缘水平不断下降，最终发展为对地闪络放电，这是此次事故的直接原因。

（2）间接原因。

事故发生后，作为判断故障点重要依据的“高厂变差动保护动作”信号没有装设在网控室，而是装设在单元控制室，使现场负责事故处理的网控人员得不到这一重要信息，在未判明并隔离故障点的情况下进行倒闸操作，使事故扩大。

4暴露的问题

这次事故不但暴露了设备的缺陷，也暴露了运行和管理上的一些问题：

（1）开关制造工艺不良，绝缘子存在先天质量性缺陷；

（2）保护报警信号设置不合理。

此次事故的故障点位于220kV母差保护和高厂变差动保护的双重保护范围之内。

但“高厂变差动保护动作”的报警信号装设在该厂单元控制室，网控室仅有高厂变开关掉闸信号。

这直接导致了在事故发生后中调及网控运行人员无法尽快判断故障点位置；

（3）现场运行人员在事故处理中也存在问题。

220kV4号乙母线跳闸后，网控值班人员积极按现场规程及反事故预案要求对4号乙母线及所属开关、隔离开关、支持瓷瓶等进行了核查，对网控二次设备的信号进行了核查，但对始终处于备用状态的2200乙开关没有给以充分注意；另一方面，单元控制室的运行人员没有主动与网控室沟通情况，通报“高厂变差动保护动作”信号指示灯亮的情况，导致网控人员在故障点不明的情况下，为保II站机组的厂用电，将故障点合到运行母线上，致使220kVII站母线全停。

5防范措施

（1）2200乙开关A相罐体整体更换，对原A相套管、CT彻底清洗。

（2）对2200乙开关B、C相进行交流耐压试验。

（3）针对网控室没有2200乙厂高变保护信号的问题，制订措施进行整改，同时检查其它重要电气设备是否存在类似问题。

（4）加强各相关岗位间联系汇报制度，发生异常时各岗位应及时沟通设备的运行情况及相关保护、装置动作信号。

（5）加强运行人员的培训工作，提高运行人员对异常情况的分析能力和事故处理能力，保证运行人员对规程、规定充分理解，在事故情况下能够做到全面分析，冷静处理。

3.一起发电机短路事故分析

1事故经过

某厂1号发电机为上海电机厂生产QFS-125-2型产品。

2003-09-19夜班，1号机组并网后按启动曲线带负荷。

05:

00，1号发电机定子线圈温度为62℃。

05:

30，发电机定子线圈温度达85℃（负荷55.9MW），发出“发电机定子线圈温度高”报警信号。

05:

33，汽机运行人员确认报警信号；由于运行人员误认为是测温系统的模块问题，判断装置为误发信号，没有引起重视，继续按中调负荷曲线运行。

07:

55，负荷102MW，主控室1号主变低压侧“95%接地”光字排闪亮，电气运行人员立即切换发电机定子三相电压，检查正常，随即到发电机本体及刀闸等处检查，未发现异常，即刻通知检修继保班。

08:

10，电气运行人员会同继保班人员检查1号主变低压侧PT二次保险正常。

08:

23，交接班时，接班司机提出，检查发现1号发电机定子冷却水出水管温度偏高（手感），交班司机随即启动另一台水冷泵。

08:

24，主控室出现“1号发电机50%定子接地”信号牌闪亮，警铃响，汇报值长，值长令将1号发电机有功、无功负荷降至零，做好停机准备。

08:

25，主控室又发生“1号发电机85%定子接地”信号牌闪亮，并警铃响。

08:

26，集控室发出1号发电机漏水报警，且汽机运行告机头冒烟，值长令紧急停机，电气运行人员正欲手动拉开1号发电机出口开关。

08:

27，主控室事故警铃响，出口开关跳闸，“1号发电机差动保护”动作光字牌亮，1号发电机组与系统解列。

2事故原因分析

（1）电气检修在停机对发电机定子线圈进行反冲洗后，甲侧反冲洗阀门手动操作没有完全恢复到位（事后检查发现，该阀门尚有15%的开度），致使发电机冷却水部分被旁路。

（2）汽机运行人员在开机前未认真检查发电机定子冷却水系统运行状态是否正常；机组并网运行后对出现的“发电机定子线圈温度高”报警未引起高度重视，没有作出正确的判断和检查处理。

（3）热工部分数据不准确，在一定程度上影响了运行人员的判断思路。

（4）由于进入发电机定子线圈冷却水量减小，致使线圈温度升高，最高到达146℃，绝缘引水管受热膨胀，有一根纵向破裂，使线棒绝缘下降，发出接地信号，进而相间短路，“差动保护”动作跳机。

3暴露问题

（1）生产安全、技术管理不严格，各项考核没落实，安全意识淡薄。

（2）运行管理松懈，制度执行不严，运行人员责任心不强，专业素质差，开机前检查不到位，对线圈温度数据异常没能正确对待，未及时采取相应处理措施，也未及时上报。

（3）检修管理不严，人员素质差，检修时没有规范履行工作联系手续，没能严格执行工作票制度。

（4）热工设备管理与监督不到位，部分电测数据不准确给运行人员造成误判断。

4防范措施

（1）认真吸取这次事故教训，不断提高认识，加强职工思想政治方面的教育，强化职工工作责任心。

（2）加强运行管理和检修管理，落实各项管理制度，严格执行两票三制和运行规程。

（3）出现数据异常时，首先要检查设备运行是否正常，之后对数据异常要认真分析和慎重对待。

（4）对所有热工、电气仪表和二次回路进行普，消除设备缺陷，使表计、保护准确可靠。

（5）理顺机、电运行在设备管理上的界限和责任。

树立电力生产危险处处存在，事故可以预防的观念，建立完善的安全生产监督体系，对有关法规、标准、规程、制度的执行情况进行有效监督，对危及设备和人身安全隐患的跟踪检查，按四不放过的原则加强事故管理。

加强电厂运行、检修人员专业素质培养，提高全体工作人员的高度责任心，杜绝类似事故的发生。

4.曲江变电站“3.1”电网事故分析

2003-03-01，广东韶关500kV曲江变电站（以下简称“曲江站”）发生一起违章操作导致带电合母线接地刀闸，母差保护动作，220kV线路跳闸，局部220kV系统停电的电网事故，造成220kV松山站减供负荷约40MW，时间约44min。

韶关电厂10号机组解列。

1事故经过

　　事故前韶关地区系统总负荷约350MW。

曲江站1号主变压器运行，高压侧一回500kV曲（江）－北（郊）线与广东500kV北郊站连接，中压侧220kV为标准双母线加旁路结构。

事故当天220kVⅠ号母线单母运行，Ⅱ号母线停电，7条220kV出线（韶曲甲线、韶曲乙线、韶曲丙线、曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线、曲松线）和1号主变全部接于Ⅰ号母线运行，旁路母线及工关热备用。

　　当天，曲江站扩建项目2号变施工，220kVⅡ号母线停电配合。

工作结束后，省中调下综合令“220kVⅡ号母线由检修状态转为运行状态”。

　　曲江站辅监护人某甲、辅操作人某乙到220kV场地检查设备的状态。

途经221丁00接地刀闸时，发现221丁00五防锁的卡销未进入槽内，没有完全固定锁住；221丁00地刀三相均上翘，且Ａ相地刀又较其它相地刀翘得稍偏高。

某乙擅自拿来地刀摇把，把221丁00地刀摇下来调平，由于用力过大，造成Ａ相地刀单相对母线Ａ相静触头放电短路，220kV母差保护动作。

事后检查221丁00地刀Ａ相动、静触头有明显的电弧烧伤痕迹，母线托架、支柱瓷瓶薰黑。

　　经模拟事故前的操作，摇柄转动1/4周，地刀Ａ相动、静触头的距离不足，　可造成母线对地放电。

经进一步调查，曲江站220kVⅠ号母线上一次停电接地恢复送电时，操作人员操作后没有认真对设备进行检查，没有发现221丁00地刀卡销没有完全进到闭锁卡槽，失去了五防闭锁功能，为此次事故留下了隐患。

2保护动作分析

（1）曲江站保护动作分析

　　由于故障点在220kVⅠ号母线上，属母线差动保护范围，母差保护动作跳开运行设备是正确的，但其中曲松线开关未能跳开。

　　事故后，继保人员检查母差保护动作逻辑正确，至曲松线的跳闸回路完好，进行传动试验正常。

根据保护跳闸报告显示，发生故障时曲松线的刀闸位置接点接触不良，未正确输入母差保护装置，影响对曲松线运动方式的判别，从而导致无法跳开曲松线开关。

（2）芙蓉站、马坝站保护动作分析

　　曲江站的母线故障，对芙蓉站的曲芙甲线、曲芙乙线保护，马坝站的曲马线保护而言是正方向故障，高频保护不会发闭锁信号，对曲江站的曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线保护而言是反方向故障，高频保护闭锁，当曲江站220kV母差保护动作后将曲芙甲线、曲芙乙线、曲马线开关跳开，此时开关的跳闸位置接点闭合，使高频保护停止发闭锁信号，从而开放了芙蓉站、马坝站的高频保护，导致芙蓉站的曲芙甲线、曲芙乙线保护，马坝站的曲马线保护动作。

　　（3）松山站保护动作分析

　　曲松线的主保护是光纤纵差保护，由于故障点不在线路上，主保护没有动作，从事故录波图上判断，当曲江站母线接地时松山站曲松线保护还没动作，曲江站母差保护动作并跳开Ⅰ号母线上各运行设备时，母线电压急剧下降，　而曲松线还有一些电流，此时松山站曲松线保护装置的测量阻抗非常小，已达到了距离保护Ⅰ段的动作阻抗，因此距离保护动作并跳开曲松线开关。

　　（4）韶关电厂线路保护不动作分析

　　韶曲甲、乙、丙线因故障点不在线路上，光纤保护不动作属正常逻辑。

3暴露问题及教训

3.1违章操作，擅自处理运行设备缺陷

　　事故直接责任人某乙违反《电业安全工作规程》和设备缺陷管理制度，是造成这起事故的直接原因。

事故前曲江站220kVⅠ号母线送电操作时，操作人的工作质量不良，是这起事故的间接原因。

进一步分析可知，人的失误是事故的主要诱因，必须“以人为本”来防范。

因此应狠抓在岗人员的安全和专业技术培训，加强生产人员的安全意识与遵章守纪的观念，确保检修与运行操作等电力生产工作制度化、规范化、标准化。

3.2对电网特殊运行方式的维护管理不完善

　　运行部门要加强对电网特殊运行方式的维护管理，做好安全措施和事故预想。

要对重要及特殊用户做好相应的技术交底及事故应急准备，避免系统事故引起用户较大损失。

3.3电网的管理和调度存在问题

　　电网统一管理，统一调度是电网安全稳定运行的组织保证。

应严肃调度纪律，严格执行《电网调度管理条例》。

在电力体制改革的形势下，电网企业与用户加强沟通协调更显重要，供电企业要完善与大用户之间的协议，明确管辖分界、方式安排、自动装置配置要求、制定事故应急预案以及各自的安全管理职责。

3.4对设备管理不严

　　隔离开关制造质量不良（如本例中的辅助接点变位或接触不良）引发事故或扩大事故的案例近年来已非少见，应引起足够的重视。

要加强对设备的全过程管理，包括基建选型、运行维护各个环节。

5.触电伤亡事故分析

简述：

2000年9月8日，某热电厂变电班检修人员检查设备漏泄点过程中，登上带电（110Kv）开关检查时，因小于安全距离造成感电。

事故经过：

9月8日14时38分，某热电厂变电班检修人员某某等二人在检查设备漏泄点过程中，发现热海乙线6314开关（110Kv）C相外壳下部有油迹，怀疑该开关C相灭弧室放油门漏油，某某在登上该开关支架（2米左右）作进一步检查时，人身与带电设备的距离小于安全距离造成感电。

经医院及时抢救后，该人员右上臂上段施行截肢，构成人身重伤。

事故原因：

1.检修人员进入变电所，未经运行人员同意，且班长在布置工作时未对工作人员交代安全注意事项和所存在的危险，致使工作人员工作时产生麻痹思想，为事故的发生留下了思想隐患。

2.监护人未真正起到监护作用，检查设备前没有进行危险点分析、工作人员登上开关也未及时发现制止，当听到叫声时才发现有人感电。

防范措施：

检修人员必须遵守《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）的规定，工作人员工作中正常活动范围与高压带电设备的安全距离小于规定值时，必须将该设备停电。

6.误上带电间隔，检修人员烧伤事故分析

简述：

1999年6月1日，某发电厂由于电气检修人员违章，爬上运行中的110KV开关“三角机构箱”，在作业中安全距离不够，造成开关对人体放电，构成人身重伤事故。

同时由于110KV母联开关拒动，引起双母失压，运行人员在事故处理中判断失误，扩大成全厂失压的事故。

事故经过：

事故前#1机组计划小修，#2机组运行，负荷50MW，110KV固定双母运行，＃1100为母联开关，#0厂高变在北母运行供6KVⅠC，其它厂用系统均为正常方式。

6月1日11时，电气分场在#1主变、#1厂高变系统检修中，工作负责人王某指挥人员进行＃1101开关小修。

王某站在相邻的渭枣开关机构箱支持台上向＃1101开关上传递东西，后不知何故，王又上至渭枣开关操作箱顶部，在下操作箱时不慎将手搭在渭枣开关“三角机构箱”处，开关放电，电弧烧伤王某胸部、腿部，随后王摔至地面，送往医院治疗。

渭枣开关放电后，渭枣开关、#1102开关、渭董开关跳闸，母差动作，＃1100开关拒动（原因为保险压接不良），引起110KV南北母失压。

此时#2机负荷由50MW下降，经#2厂高变带6KVⅡ段母线运行，运行人员按停机习惯，将#0厂高变低压侧#620开关合上（由于北母失压，#0厂高变无电），断开#622开关，造成厂用电全停，#2机组厂用电失压，锅炉熄火，汽机打闸停机。

11时26分，经渭董线向110KV送电，恢复厂用电。

11时38分至11时50分跳闸线路相继加运。

13时53分，#2机与系统并网。

事故原因：

1.工作负责人违章误入带电间隔，站在运行中的渭枣操作机构箱上，不慎造成人身烧伤。

在这种相邻都是带电间隔，本人又是监护人的情况下，本应监护好工作组成员安全工作，确自己带头违章失去监护作用，安全意识太淡薄。

2.工作票执行过程中的严重不到位。

本次作业工作票不合格，安全措施不完备，应设的遮栏未设，工作票未要求，运行也未作。

对于这样一张严重不合格的工作票，工作票签发人、许可人、批准人严重不负责任，没起到审核作用。

在发工作票过程中，运行人员本应和检修人员一起到现场检查安全措施执行情况，由运行人员向检修人员交代临近带电部位，检修人员在工作前应由工作负责人带领全体工作人员现场宣读工作票，交代安全措施，但都未能进行。

3.1100开关拒动原因是动力保险压接不良，如果压接良好，就不会发生甩负荷。

运行人员没有根据现象及时判断出事故发生后设备的运行状态，误判断、误指挥，使厂用电倒换在已经因事故停电的母线上，造成了事故扩大，全厂停电。

防范措施：

1.严格执行工作票制度，杜绝违章作业。

2.提高运行人员事故应变能力。

做好平时的事故预想、反事故演习、人员培训，不断提高业务水平。

3.对于主要保护的定期巡视、检查制度要健全。

反事故措施要真正落实。

7.操作中分神，带接地刀合刀闸事故分析

简述：

2004年4月6日，某发电厂进行220kV倒闸操作过程中，设备频发异常，干扰了正常操作，加上操作、监护人未严格执行倒闸操作制度，强行解除闭锁操作，导致带接地刀闸合闸的误操作事故。

事故经过：

4月6日按照保护改造作业进程，进行春二乙线改造后测相位工作（需要进行220kV南母线停电、用母联开关串带春二乙线操作，进行相位测定）；6日09时00分，公司开完生产调度会后，分场主任、生产副主任（兼副书记）均到操作现场，把生产调度会上公司有关领导对该项工作的注意事项和重点要求，向现场操作人员进行了详细传达和布置，考虑到此次操作的重要性及操作量大，分场安排电气专工许某担当第二监护人，从其他值调来两位主值班员李某、张某协助操作和监护把关。

6日09时05分，运行一值网控主值班员王某（操作人）、单元长张某（监护人）执行值长令（省调度令），进行220kV南母线停电操作，为春二乙线保护改造用母联开关串带春二乙线4004开关测保护相位工作进行准备。

10时00分，南母线停电完毕。

在停电过程中，当拉开母联开关后，发现母联4000开关B相液压机构泄压，及时联系电气检修处理；10时30分，检修交待母联开关B相泄压处理好，汇报值长后，运行人员对母联开关进行检查，并于10时38分，对母联4000开关进行拉合闸试验，在分闸后发现母联4000开关B相仍泄压；10时41分再次联系检修处理，同时向省调汇报母联开关B相泄压处理情况；到12时37分，检修第二次交待母联开关B相泄压处理好，由值长向省调汇报并请示调度同意后，于12时52分，第二次对母联4000开关进行拉合闸试验，分闸后母联4000开关B相仍然泄压，继续联系检修处理；12时58分，省调再次询问母联开关B相泄压处理情况，值长向调度汇报；13时30分，检修将母联开关B相泄压处理好，第三次对母联4000开关进行拉合闸试验，此时开关液压机构及参数正常；13时32分，监护人张某请示值长继续操作，经值长请示省调同意后，下令由操作人王某、监护人张某按照“母联4000串带春二乙线4004”操作票进行操作，在拉开春二乙线乙刀闸J42接地刀闸后，来到春二乙线4004北刀闸侧J41接地刀闸处准备拉开该接地刀闸时，监护人边唱票边在该项上提前打“√”号，此时网控人员李某告知母联开关机构油泵启动，于是监护人和操作人一同到母联开关处检查是否又发生泄压情况，观察一段时间未见异常，于是进行下一项操作，直接进行母联4000开关南、北刀闸操作，并于14时05分，合上母联4000开关向南母线充电良好，14时11分操作人王某和监护人某，继续按操作票程序对