典型电气事故案例汇编.docx

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典型电气事故案例汇编

典型电气事故案例汇编

前言

通过典型事故案例学习，认清每一次事故的根源，消除松懈麻痹思想，强化忧患意识和风险意识，增强做好安全工作的积极性、主动性；加强事故问责，进一步明确各自安全责任，使安全生产“可控、再控”，建立和完善各类规章制度，加大反违章和安全监督监察力度，推行安全工作标准化，深化安全事故闭环管理，检查事故管理和整改措施的落实情况，避免解决事故处理失之于宽、失之与松的问题，使安全生产基础不断得到巩固和加强，保证发电设备的安全稳定运行。

本《典型事故案例汇编》收集了我厂建厂以来在生产过程中发生的较为典型的电气事故，对事故发生的原因进行了分析，提出防范措施。

希望各部门、各班组认真学习，接受事故教训，不断提高自我防护意识和防范能力，结合自身工作特点，举一反三，使防范措施真正落到实处，夯实生产安全基础，促进企业建立安全生产长效管理机制，确保发电设备安全、稳定、经济运行。

一黄台电厂继电保护误接线事故

二黄台电厂110KV母差保护直流接地动作致Ⅰ母线跳闸

三黄台电厂220KVⅡ母线PT刀闸引线支柱瓷瓶污闪事故

四黄台电厂小动物造成发电机出线短路事故

五黄台电厂发电机转子内冷水回路堵塞致小修延期事故

六黄台电厂继电保护误整定事故

七黄台电厂#7机丙循环水A相CT下部接线处熔化导致停机事故

八黄台电厂#7机油隔离6KV电源老鼠短路致#7炉灭火

九黄台电厂#7机205开关B相CT爆炸事故

十黄台电厂6KVⅦ段母线室漏雨造成母线故障

十一黄台电厂＃6机低真空停机保护动作

十二黄台电厂#7机定子接地保护动作,发电机跳闸

十三黄台电厂＃7发电机定子A相接地故障

十四金陵电厂“5.1”电气误操作事故

十五金陵电厂“3.31”电气设备事故

十六沁北电厂500kVⅡ母线由运行转检修过程中运行人员误操作事故

十七沾化热电厂“3.21”全厂停电事故

（一）继电保护误接线事故

一、事故经过

1984年10月12日，事故前总负荷210MW，黄南线有功负荷为5MW，6：

12南郊变电所发生单相接地故障，我厂110KV黄南线距离保护I段动作跳闸，重合闸因投同期鉴定方式没有动作，6：

20按调度命令合上黄南线103开关，恢复运行。

二、原因分析

根据录波分析，故障电流已达到另序1段保护动作定值，但没有动作，而距离I段保护动作。

从原理及接线看距离I段系误动，经分析阴抗元件电流回路接线不合理。

PLH-12/AI型系上海早期产品，厂家说明书及水电部检验规程对接地距离切换为相间距离，从原理设计和对接线要求均没有明确的说明，我厂也没有研究、分析，特别对中调76年下达的距离保护整定值通知单提出停用接地距离同时另序变流器K值为0.667的要求没提出异议，而后又对78年、79年通知单提出接地距离取消另序变流器K值的变动，由于对接线要求认识不足，没有做真的分析研究，也滑积极向上级业务部门联系，仍按制造厂原接线运行，致使误动作事故的发生。

三、防范措施

（1）、加强业务学习，提高业务水平。

（2）、坚持严细作风，提高保护校验质量，确保保护的准确性。

（3）、加强和上级业务部门的联系和请示，同时建议上级业务部门对保护主接线的改变能有明确的文字指示。

（二）110KV母差保护直流接地动作致Ⅰ母线跳闸

一、事故经过

95年8月3日14：

10，110KV母线保护出口继电器动作，110KVⅠ母线负荷设备#2、4主变与系统解列，114、110、102、109、113、115、117、122开关跳闸，110KV故障录波器动作。

经检查系母差左保护盘至母线盘电缆接地，立即更换Kvv290W1.5铅皮电缆15米后于14：

35将#2主变调至Ⅱ母线运行。

于15：

00恢复#4主变，从14：

20开始逐一试送线路开关117、115、109、113、102、122成功，16：

40恢复正常。

二、原因分析

1、事故前厂直流母线系统正极接地，因接地信号保险熔断未时发现处理，当母线保护电缆接地时造成出口继电器误动作。

2、母差保护已运行多年，电缆老化且绝缘差。

三、防范措施

1、立即进行新型母差保护改造设计。

2、更换全部老化电缆。

（三）220KVⅡ母线PT刀闸引线支柱瓷瓶污闪事故

一、事故经过：

1994年12月1日2：

27分，天气大雾，220KV升压站发生闪络故障，220KV母差保护动作，220KVⅡ母线的204黄济一线开关，212黄济线开关、203#6主变220KV侧开关，207母线开关，212#8主变开关跳闸，220KVⅠ母线的黄韩一线202开关△ZⅠ突变量距离Ⅰ段保护动作跳闸，＃8机组停运。

当时负荷250MW，系统频率由50.17Hz降至50.08Hz。

全面对220KV母线及元件检查发现220KVⅡ母线PT刀闸31线B相支柱瓷瓶闪络，故障原因查明后，汇报中调即将203开关、204开关倒220KVⅠ母线送电，5：

52分202开关恢复送电，#8机于12：

20与系统并列，220KVⅡ母线于当日17：

00恢复送电。

二、原因分析：

（1）、秋检防污闪清扫尚未进行，瓷瓶脏污引起污闪放电。

（2）、支柱瓷瓶泄漏比距偏小，未进行支柱瓷瓶更换。

（3）、11月10日以后济南地区连续阴雨雾天气，12月1日雾很大，天气恶劣，加上烟尘扩散不出，近来灰尘均落在厂区周围，加剧了瓷瓶的污闪条件。

（4）防污闪清扫计划与月度计划于10月份下达到分场、班组，没有及时趁气侯尚好的条件下组织清扫。

三、防范措施

（1）、组织有关人员提高防污闪工作的认识，重申部、局防污闪工作的规定，把防污闪技术组织措施落到实处。

（2）、进一步排查升压站瓷瓶泄漏比距，采取措施或列出更换计划。

（3）、202开关保护装置尽快联系厂家检查处理。

（4）、提高老厂除尘器效率，加快#5、6炉电除尘更换工作过程。

（5）、根据气侯条件及时联系申请，抓紧抓好清扫计划的落实。

（四）小动物造成发电机出线短路事故

一、事故经过

1986年11月29日10：

57，照明瞬暗，汽机房内一声巨响，#1、2、3发电机强励，#3主变差动保护动作，6KV段低电压信号发出，机3、厂31、104、304，厂32，#3机灭磁开关，绿灯闪光，厂02、厂03开关红灯闪光。

经检查系#3发电机出线厂用分支母线3PPT保险上部因一只麻雀引起BC相间短路，3PPT刀闸引线因受电动力作用损坏上绕打在厂用分支母线上引起三相短路。

PT刀闸厂311刀闸、厂备用分支母线支持瓷瓶大部分拉坏，母线铝排，引线铝排被扭曲变形，厂31开关B相喷油。

事故时#3机负荷由30MW甩至"零"，#3机危急保安器超速动作掉闸，全厂总负荷由350MW降至320MW，汽机值班人员检查#3无明显故障，即挂好危险保安器恢复了3000转/分运行，于11：

02电气查明故障点后又停机，其他设备均正常。

二、原因分析

事故发生的直接原因是一只小麻雀进入#3发电机厂用分支遮拦内，飞动时引起劲PPT保险上部相间短路，短路后PT刀闸引线受电动力作用挠打至厂用分支母线上，造成三相短路。

三、防范措施：

1、加装防鸟网，进一步落实防小动物短路措施。

2、以此次事故为教训，举一反三，检查各种安全措施。

3、加强安全教育，认真落实安全生产责任制。

（五）发电机转子内侧水回路堵塞致小修延期事故

一、事故经过

88年9月26日#5机小修结束，于2：

17开机，3：

30定速，3：

50发电机并列。

并列后发现机组#4、#5瓦振动超值，且随励磁电流增加，振动增大。

根据#5机转子进水流量较正常小1t/h左右分析，可能转子水路堵塞，即停止启动。

通过转子流量试验发现#7甩水孔无水，将发电机转子抽出采用氮气吹扫的方法经几天努力，当氮气压力逐渐提高至100kg/cm2时，将该堵塞管路吹开，吹出的堵塞物为石棉盘根碎块，重新组装后于10月5日18：

30并列恢复正常运行。

二、原因分析

（1）、转子进水轴承有磨损无洁度，没有及进更换。

（2）、密封水压力高于进水压力，运行中无压力表监视手段不足，故在盘根磨碎后碎盘根经0.9的动静向间隙吹到发电机转子进水中，造成转子回路部分堵塞。

三、防范措施：

（1）、更换进水小轴头径向间隙由0.9缩小至0.4mm。

（2）、密封水加装一块压力表以便监视和调整，防止进水压力过高。

（3）、制订发电机转子内冷水回路的检查试验措施。

（六）继电保护误整定事故

一、事故经过：

88年8月23日#7机-变205开关由于A相液压操作机构油泵电机不好，使开关经常处于不正常状态。

10：

00向调度申请以220KV母联207开关串带205开关并利用220KV母联充电保护做#7机-变临时保护。

调度批准后由电热分场制订具体措施。

由于205开关CT变比为1200/5，207开关CT变比为600/5，但电热分场技术员盲目认为CT变比都是1200/5，即根据躲过#7机最大负荷电流加安全系数，做出了将207开关充电保护电流定为5A的决定，该定值继电保护班长亦未做复核、验收，即实施做了变更，随即运行人员开始操作，将220KVⅡ母线负荷元件倒至Ⅰ母线后，205开关与207开关已成串联方式运行，此时母联207开关电流表满档，而运行监盘人员没有注意，母联充电保护跳闸出口继电器已动作。

当操作人员于14：

43投充电保护跳闸压板时207开关跳闸，#7机负荷全部甩光，汽机超速，危急保安器动作关闭主汽门而发生MFT机组全停。

在查清原因后，15：

10MFT复位炉点火，16：

15#7机并列逐渐带负荷正常。

二、原因分析

母联207开关/205开关运行，投母联充电保护方式确定后未认真核对有关定值，即盲目作出电流定值为5A的决定，且未经继电保护有关人员计算，是引起事故的主要原因。

三、防范措施

（1）不允许220KV母联开关串带30万机主油开关运行，如主油开关机构有问题停机处理。

（2）严格执行继电保护规程，加强工作责任心。

（3）投充电保护跳闸压板前测试压板两端电压。

（七）#7机丙循环水泵A相CT下部接线处熔化导致停机事故

一、事故经过：

89年9月4日21：

07分，#7机6KV段乙工作电源开关跳闸，备用电源209开关联动成功，备用分支厂70乙联动后，由于6KV乙备用分支低压过流保护动作，又跳闸，400段乙、丙跳闸，乙联动成功，丙未联动强送成功。

21：

07：

44秒，#7炉B吸送风机、一次风机、B、D、E磨煤机跳闸，A、C给煤机电源消失A、B汽泵跳闸，电泵联动RB75%和50%发生。

21：

07：

52炉燃料中断，MFT发生，汽机发电机跳闸，#7机负荷由300MW甩至零，周波由50.02降至49HZ，全厂总出力由590MW降至290MW，停机后经检查发现#7机丙循环水泵开关下部A相CT出线侧铝排接头发热损坏熔断，经组织抢修，更换A相CT及铝排后于5日2：

40锅炉点火，6：

00汽机冲转，6：

25分发电机并列、恢复。

二、原因分析

由于#7机丙循环水泵开关A相CT出线侧接地刀闸从CT出线侧有60×5mm的两块铝排和中间一块30×8mm铜排串在一起，用两个10mm螺栓紧固，该压接点在今年4月份在修中均检查研磨过，装复时A相压接点过紧，致铝排变形，接触面减小发热熔化，造成A相弧光接地短路而又引起过电压使6KV母线PTB、C相一次保险熔断，这样在6KV段乙母线跳闸，当备用电源联动投入后，又由于带全母线负荷联动合闸，再次造成备用分支母线过流动作，使B、D、E磨煤机，B侧一次风机、送、吸风机跳闸，9秒跳丙循环水泵，最终扩展为#7炉MFT发生，联跳汽机、发电机。

三、防范措施

（1）提高检修工艺，严格检修标准。

（2）严格二级验收制度，确保检修质量。

（3）6KV段加装压敏电阻防止过电压。

（4）生技科应督促长组，电热分场在9旬编制出电气厂用负荷分配的固定运行方式方案，经厂审批后修改规程并执行，今后全厂运行方式安排，由值长组负责。

（八）#7机油隔离6KV电源老鼠短路致#7炉灭火

一、事故经过

90年11月20日23：

55分，#7炉五台磨煤机运行负荷280MW发现炉A点火油泵及B，D，E制粉系统跳闸，FSSS控制电源异常信号发生，投油枪不成功，B汽泵跳闸，50%RB动作，制粉又跳闸，于23：

56分全火焰消失#7炉灭火，MFT动作机炉停止。

经检查发现油隔离泵6KV母线室油隔离7乙2开关处老鼠造成相间短路，既停6KV油隔离乙段，改为甲段供电，于21日0：

10分炉点火，2：

33#7机并列带负荷恢复正常。

二、原因分析

（1）#7炉油隔离6KV母线室7乙2开关仓原用水泥保温掺拌封墙的电缆孔，被老鼠挖开一孔洞进入开关仓内致相间瞬间短路，加之油隔离乙2开关速断动作速度慢，造成厂用电压低，400V辅机设备低压释放，#7炉全火焰消失灭火，MFT动作。

（2）该机厂用电设计不合理。

切换备用电源过程或半段厂用电消失，必然导致400V辅机设备低压释放。

（3）锅炉灭火是由于设备不匹配造成的。

三、防范措施

（1）电热分场对电气设备封墙工作再全面检查完善，6KV开关室用水泥封墙。

（2）保安段供电电源改进提高可靠性。

由110KV引一路电源经变压供给。

（3）购置驱鼠器放在各厂用电室内，提高防小动物效果。

（九）#7机205开关B相CT爆炸事故

一、事故经过

2001年6月1日20:

19.54″，正常运行中的220kV母差保护动作，#7机组跳闸，220kVⅠ母线上所有开关跳闸；20:

19.56″，220kV母差保护动作再次动作，#8机组跳闸，220kVⅡ母线上所有开关跳闸。

故障过程中，各种保护均正确动作，没有造成对外停电。

二、原因分析

此次事故是由#7主变205开关B相CT爆炸引起的。

CT爆炸的原因是制造质量不良（该CT型号为LB-220，南京电瓷厂1983年生产）。

三、防范措施

1、开展电流互感器带电测试工作，以便及时发现运行中的问题。

2、加强对CT的色谱分析，一旦发现问题立即跟踪试验，当确认有乙炔时，应退出运行。

3、对电压等级为220kV，生产日期为1992年及以前的CT，不论生产厂家，进行一次检查（油色谱分析、常规电气试验），发现问题，应立即安排更换。

（十）6KVⅦ段母线室漏雨造成母线故障

一、事故经过

95年8月7日#7机组调度批准临修，厂用电由#2高备变供电，凌晨起济南地区下大雨，6：

05分，#2高备变“分支过流保护动作”厂70甲乙开关跳闸，6KVⅦ段母线、400V甲乙丙母线、#2输煤系统400V母线电源消失，输煤#2系统设备因失去电源不能上煤，造成#8机减负荷110MW。

经抢修于8：

00恢复厂用电源。

二、原因分析

（1）厂房顶密封不严是造成此次事故的直接原因。

当下雨时，由于厂房顶密封不严，雨水顺400V电缆层漏至6KV母线室，造成母线短路，电源开关跳闸，致使#2输煤系统400V失电，影响了#8机组的正常运行。

（2）运行人员未执行特殊天气重点检查有关规定，未及时发现漏水缺陷是造成此次事故的主要原因。

经调查，当值人员未按规程要求进行巡回检查，反映出个别职工工作责任心不强，不能严格执行规章制度等问题。

（3）400V电缆层及热控电子间地面封堵不严是造成此次事故的次要原因。

三、防范措施

（1）、加强职工安全生产意识教育，严格落实安全生产责任制，提高职工工作责任心，严格巡回检查制度，当天气变化及设备异常时应加强设备巡回检查（包括各有关人员）。

（2）、严格落实防汛工作责任制，制定防汛预案，认真执行厂部关于防汛工作的文件制度等。

（3）、对厂房顶、排水沟等建筑设施制定维修计划，必须在汛期到来之前全部检查和维护，确保排水畅通。

对其它防汛物资、设备准备齐全，达到使用条件。

（十一）＃6机低真空停机保护动作

一、事故经过：

2006年1月7日20时45分，发现#6机甲循环水泵电机滑环环火严重，立即开乙循环水泵运行，电流86A，甲循环水泵调至全速关出口门，20：

50停甲循环水泵。

20：

47值长令降低供热负荷。

20：

51发现真空下降立即降低负荷启动备用射水泵，因＃6机乙循环水泵电流偏低（正常105A，当时一直在86A），立即启动#5机乙循环水泵并开#5、6机循环水进水联络门以向＃6机增加供水，20：

55真空降至-60KPa，低真空保护动作机组跳闸。

二、原因分析：

1、甲循环水泵滑环环火严重，是本次事故的直接起因。

2、在机组大流量供热的方式下，凝结器热负荷较少，凝结器排水水室积有空气，气阻较大，但因甲循环水泵高速（调速）状态运行维持了真空参数的稳定。

当循环水泵切换完毕（因甲循环水泵滑环环火严重紧急停泵），乙循环水泵从低速状态启动时，气阻较大就会造成循环水量不足，是造成真空下降直接原因。

3、当减少供热负荷、开大回转隔板后，凝结器热负荷增加，真空下降，是造成事故扩大的主要原因。

三、暴露问题：

1、运行值班人员对甲循环水泵巡检不到位，使甲循环水泵达到紧急停泵条件。

2、新改造变频调速循环水泵电机滑环材质方面存在问题。

3、运行人员在事故处理过程中，未能及时控制好凝结器热负荷，未能及时排除系统中的空气。

运行人员在供热机组事故处理中，分析判断的能力有待提高，事故处理过程中表现出来的应变能力不足。

4、运行部对供热机组的规程修编完善不及时。

四、防范措施：

1、运行人员加强对循环水泵滑环的检查，及时发现问题并处理；

2、联系生产厂家对循环水泵电机滑环进行更换改型并加强检查维护。

3、根据供热季节机组运行方式的特点，在规程中进一步完善供热方式下事故处理的内容。

4、加强技术素质培训，提高运行人员的分析判断能力，提高事故情况下的应变能力。

5、针对设备的现状，从专业管理方面进一步完善设备巡检维护内容，增加循环水系统放空气的维护，提高巡检维护质量。

（十二）#7机定子接地保护动作,发电机跳闸

一、事故经过：

2006年3月19日故障前#7机组负荷234MW，煤量126T/H，A、B、C、D、E制粉系统运行，ADS方式，A、B汽泵自动方式。

12时37分，“定子接地”“205保护动作”等信号发出，“基波零序定子接地”保护动作，发电机跳闸，厂用电联动成功。

二、检查（分析）情况：

故障显示：

零序电压34V、5秒动作（定子接地保护定值为15V、5秒跳闸，保护正确动作）。

1PT甲、2PT甲、2PT乙发电机A、B、C三相电压，A、B相电压降低，C相电压升高，跳闸时的有效值为A：

48VB：

56.6VC：

86V，三组PT幅值相位完全一致。

1PT乙（匝间保护专用）三相电压完全平衡。

发电机中性点电流从0.016A突变到0.716A。

分析认为应该是一次设备故障。

对全部PT进行了绝缘试验，发现1PT甲A相绝缘偏低80M，更换了1PT甲A相，且对退下来的PT进行了耐压试验结果合格。

经过以上试验，未发现故障点。

电科院专家及我厂技术人员分析认为由于故障点比较小，绝缘可能已经恢复，因此决定，做发电机空载升压试验，进一步查找故障。

机组于20日4：

40点火，6：

43冲转，7：

00做发电机空载升压试验，升压过程中1PT甲、2PT甲、2PT乙发电机A、B、C三相电压不一致，当线电压升至16KV（中性点电流达到1.2A），发现PT室有绝缘材料烧毁的气味，仔细检查发现1PT甲A、2PT甲A的柜子气味较浓，初步判断可能是PT柜内部设备或上部母线盘式绝缘子绝缘损伤。

8：

15停机，全面检查，发现2PT乙A相铁芯上部发热，拆下PT后发现有绝缘材料熔为液体渗出的痕迹。

更换合格的备品。

11：

00机组恢复备用。

三、原因分析：

由于2PT乙A相电压互感器与其他两只PT（87年产品）伏安特性有偏差，铁芯过热，长期运行慢慢导致绝缘恶化，造成定子接地保护动作，导致机组跳闸。

四、暴露问题：

1、2PT乙A相电压互感器伏安特性与其他两只不完全一致。

2、对03年新版《电气交接和预防性试验规程》理解不深、不细，没有执行《电气交接和预防性试验规程》中PT的空载电流和励磁特性试验，未能及时发现事故隐患。

3、反事故措施落实不到位，管理人员对执行规程监督不严格。

五、防范措施：

1、已更换2PT乙A相电压互感器。

2、利用#7机组下次检修机会更换三相PT。

3、利用大小修机会对全厂所有PT特性进行试验，更换特性不好的PT，保证PT三相伏安特性一致。

4、加强运行中PT温度的检测，及时发现PT温度变化情况。

5、严把验收质量关，对于设备验收严格按照交接试验的所有项目验收。

6、结合春检工作和近期我厂发生的不安全情况，进行反思、

举一反三，从主观上查找安全隐患，在全厂开展一次落实安全措施、落实反措情况的检查，加强技术监督、设备管理，加强职工的各项规程、制度的学习，提高安全管理水平。

（十三）＃7发电机定子A相接地故障

一、事故经过：

2008年5月4日4时10分，发电机跳闸电气下列光字牌发出：

发电机定子接地、6kV甲乙分支保护跳闸、主变冷却器全停、高备变冷却器全停、主汽门关闭、甲乙丙整流柜故障、209开关油泵运行。

就地检查发现发电机定子接地、主变冷却器全停、主汽门关闭、保护动作，#7机停机。

4日23时35分恢复。

二、原因分析：

1、发电机此次故障的主要原因为：

由于#7高厂变A相高压侧上部盘式绝缘子底面受潮严重，造成高厂变封闭母线A相盘式绝缘子绝缘击穿，发电机跳闸。

2、该高厂变封闭母线A相盘式绝缘子绝缘水平低

三、暴露问题：

盘式绝缘子存在材料缺陷；封闭母线未有防潮措施，使得其内部绝缘降低

四、防范措施：

对此种盘式绝缘子进行更换；封闭母线采取有效的防潮措施。

（十四）金陵电厂“5.1”电气误操作事故

一、事故经过：

2011年5月1日，金陵电厂燃煤#1机组B修中，运行丁值人员在执行“#1机6kV61C段母线由备用电源进线开关61C02供电转冷备用”的操作过程中，违反操作票、五防闭锁等管理规定，导致发生带电挂接地线的恶性误操作事故，造成一人死亡、一人重伤。

二、原因分析：

南京市政府组织的事故调查组认定，这是一起作业人员违反操作规程，企业安全教育、作业现场安全管理不到位所造成的一般生产安全责任事故。

事故的直接原因是操作人、监护人在进行#1机组6kV61C段备用电源PT挂设接地线操作作业时，引起6kV61C段母线备用电源相间短路产生高温电弧，造成操作人死亡、监护人重度烧伤。

事故的主要原因是操作人未穿戴绝缘手套、绝缘鞋和护目镜等防护用品，未进行验电确认无电的情况下，带电将接地线装设到备用电源PT的导体端，违规操作；重要原因是监护人未履行监护职责，未能指出并制止操作人的违规操作行为，现场监护不到位；金陵电厂运行部安全生产责任制落实不力，操作票制度、“五防”闭锁管理制度执行不严格，造成操作票执行随意，危险点分析预控措施流于形式，以及金陵电厂对安全生产责任制执行监督不严格，对从业人员安全教育、督促检查从业人员执行安全生产规章制度和安全操作规程不到位，也是导致事故发生的原因。

三、暴露问题：

一是生产人员对安全生产管理制度执行不力、责任心欠缺。

操作票应由操作人填写，实际执行中由监护人填写；操作人应一次性带齐所需操作工具和安全防护用具，实际执行中操作人既未携带验电器，也未携带绝缘手套、绝缘鞋和防护面罩；该项操作还未全部执行完毕，所有操作项目已全部打勾，操作结束时间也已填写完毕，未按照操作票顺序逐项操作，跳项操作；各级人员未能对操作票进行严格审核，未能发现操作票中明显的错误。

二是未能按照“四不放过”的原则深刻吸取系统内已经发生的类似事故教训，对于相似问题，未能做到举一反三。

三是“五防”管理存在漏洞。

虽然制定了应急钥