电气专业事故案例汇编.docx
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电气专业事故案例汇编
电气专业事故案例汇编
一、6号机厂用电失电事件
1、事件经过
11:
23:
49:
48，6号机组主变A相差动保护动作，A相主变重瓦斯动作，压力释放继电器动作，GIS跳闸，跳高厂变6kV分支进线1开关，6kV四段母线失电，380V厂用电全失（380V保安A/B段失电），发电机跳闸，汽机联跳，锅炉丧失火检MFT。
主汽压力最高升至18.66MPa，再热汽压力最高升至6.453MPa，四个高旁快开，再热器1、4号安全阀动作，A侧低旁动作开到11%后关到零，B侧低旁动作开到26%。
厂用电切换成功后，4号高备变B分支三相过电流保护动作，6kVB、D段母线再次失电；自动启动柴发保安A段恢复正常，保安B段带电瞬间，柴发因低电压保护动作跳闸，保安A/B段同时失电；低压缸Ⅱ低压缸Ⅰ大气释放阀相继动作；汽轮机转速降到510转/分，因顶轴油泵电源失去，顶轴油泵无法启动，液压盘车无法自动投入；机组惰走时间仅13分11秒。
2、原因分析
（1）主变跳闸原因分析：
根据故障后的油色谱分析，变压器内部发生涉及固体绝缘的放电性故障。
放油内检，发现高压侧围拉带损坏，高压侧主柱下方存在少量碳化物和铜珠。
结合低电压阻抗测量初步判断系内部线圈发生绝缘性故障，造成差动及重瓦斯保护动作，发变组开关跳闸。
（2）6kV厂用电失电原因分析：
6kVB和D段主要为机组负荷（I类负荷）供电，高压备用变压器（04号高备变）为1台52/28-28MVA有载调压型分裂变压器，共有A/B两分支，A分支带6号机组6kVA/C段，B分支带6号机组6kVB/D段。
当厂用电工作电源跳闸时，通过厂用电切换装置进行慢切（2秒延时），厂用电成功切换到04号高备变A/B分支带电，由于6kV各段的高压电动机低电压保护定值设定为9秒延时，6kVB/D两段大部分负荷没有跳开，导致B分支负荷电流过大，过电流保护动作，造成B/D段跳闸失电。
（3）保安段失电原因分析：
柴油发电机起动，保安A段正常后，在保安B段带电瞬间，因柴发就地PLC控制箱内电压采集板四角螺丝仅固定一角（该装置为厂家全封闭管理，正常情况下不允许用户开箱检查），柴发启动后因振动造成电压采集板接线松动柴发低电压保护动作，造成保安A/B段的2路电源全部失去。
3、防范措施
（1）设计时考虑负荷分配合理。
（2）定期检查机组TZ投退压板状态正确，在设备切换后及时切换TZ投退压板，事故停机段供电时监视其电流不超过3000A。
4、小结
（1）寿电对于不重要的10kV负荷高压电动机低电压保护定值设定短一点的延时，确保开关能够及时分闸，从保证重要负荷开关。
（2）优化保安段各电源进线的分合闸逻辑，柴发启动后应该确认保安段至锅炉PC的两个电源进线开关已在分闸位后在合柴发至保安段的进线开关，防止从保安段给锅炉PC倒送电，造成柴发过负荷。
（3）对于柴发的容量选择应该满足整个保安段失电后所用负荷开关的容量。
二、主变无载分接开关故障
1、事件经过
2010年1月23日，对#4主变进行第一次送电冲击时，B相发生故障,差动保护、重瓦斯保护动作，变压器本体防爆门动作并少量喷油。
从送电到开关跳开历时28ms。
排油结束后，进入器身检查，检查结果如下：
在故障点附近的夹件处散落着碳化物和细小铜粒，调压线圈上部抽头处绝缘纸开裂，露出铜导线，高压Ⅰ绕组上端部绝缘角环向上胀起变形，线圈上部压板压钉绝缘纸浆垫圈脱落，无载调压分接开关动、静触头有轻微拉弧现象，被弧光烧伤。
2、原因分析：
分析认为是由于B相分接开关触头接触不好造成弧光短路，引起故障。
B相变压器修理完毕返厂，3月21日主变反送电五次冲击试验合格投入运行。
3、防范措施加强变压器安装后的试验工作，最后要测量运行分接位置的直流电阻，测试结果应与出厂试验
数据相符；变压器送电前，要确认分接开关位置正确无误。
4、小结
（1）建议寿电在变压器检修或新安装完成后由检修人员和设备人员共同确实所有的接线、触头都完好、牢固，同时做好记录。
（2）寿电主变为无载调压装置，针对调压装置的位置必须经直流电阻测试后确定，并在就地操作箱上锁，防止他人误动。
三、人员误操作导致41小机跳闸
1、事件经过
2010年04月10日，4号机组启动过程中：
04：
55一公司联系值长停停运42号小汽机润滑油系统。
04：
57接值长令，停运42号小汽机润滑油系统。
04：
59将41号小机2号润滑油泵挂牌，停运41号小机1号润滑油泵，41号小机直流事故油泵联启，将41号小机1号润滑油泵挂牌，停运41号小机直流事故油泵。
41号小机润滑油压低（≤0.07MPa）保护动作，41号小机跳闸。
给水泵全停触发锅炉MFT动作。
立即启动41号小机1号润滑油泵，恢复41号小机润滑油系统。
05：
01锅炉炉膛吹扫。
2、原因分析
（1）人员操作失误，错将41号小机润滑油泵当做42号小机润滑油泵停运。
（2）监护人员监护不到位，导致操作人员操作时无人监护、指导。
3、防范措施
（1）严格执行三票三制，运行作业人员在执行操作票、工作票制度时，在进行操作作业前要严格把握“五个不干”的原则：
（①操作任务不清不干；②没有操作票或操作票不合格不干；③应有监护人而无监护不干；④有对设备和操作疑问千万不干；⑤没有保护措施和防范措施不干。
）养成“一停二看三想四干”的工作习惯。
在操作前必须进行“四核对”：
①核对机组编号；②核对设备的双重编号；③核对设备的位置；④核对设备的状态。
在操作中严格执行“四个禁止”：
①禁止操作人、监护人一起操作，失去监护功能；②禁止有疑问时盲目进行操作；③禁止边操作边做与操作无关的事情，分散注意力；④禁止野蛮操作。
（2）操作中严格执行“唱票--复诵--操作--回令”步骤，复诵时操作人员必须手指设备名称标识，监护人确认与复诵内容相符后，监护人下“正确！
执行！
”令后，操作人方可操作。
操作完毕后，操作人员回答“操作完毕！
”。
（3）严禁无监护情况下操作；严禁一组人员同时进行两项操作任务；严禁在操作过程中进行其它工作。
（4）对重要和复杂的倒闸操作，应进行风险评估，制定风险预控措施再进行操作。
加强操作监护，防止走错间隔，动错设备，错误拉合开关和刀闸。
（5）加强员工教育培训，提高操作人员专业技能，提高员工责任心意识。
4、小结
（1）寿电在今后的调试和运行中制定相关防三误的措施，并要求员工严格执行。
（2）加强三票三制的培训，严格执行三票三制。
（3）加强人员培训教育，提高员工责任心。
四、汽机PC3A段母线失电
1、事件经过
2009年1月9日，8：
40上海电建人员持233隔离单（K2号螺杆空压机事故处理）要求进#3机6KV3A段配电室，运行人员为其开门并告其不准进行与本隔离单无关工作后离开。
9：
58PC3A段电源进线开关跳闸，PC3A段母线失电，主机盘车跳闸，汽机保安MCC段Ⅰ路电源进线开关跳闸，汽机保安MCC段Ⅱ路电源进线开关联合正常。
31定子水泵失电未联启３２定子水泵［31定子水泵开关未跳闸，定子水系统压力低开关信号未发（当时压力已达0.0６ＭＰａ）］、31、32机械真空泵跳闸、31密封油泵跳闸联启直流密封油泵。
10：
07就地检查PC3A段母线外观无异常，工作电源进线开关确断后合汽机ＰＣ段母联开关，PC3A段母线电压恢复正常。
10：
08启动32定子水泵定子水系统恢复正常；启动３１交流密封油泵停止直流密封油泵密封油系统恢复正常；启动３１、３３机械真空泵。
10：
11盘车电源恢复正常后启动主机盘车，主机盘车恢复正常运行。
2、原因分析工作人员在31汽机低厂变间隔处理缺陷（与233隔离单无关）将低压侧开关跳闸线短接。
3、防范措施
（1）加强“两票三制”管理，杜绝习惯性违章。
切实落实“操作票”和危险点分析预控制度，操作要执行“五要领”。
（2）加强人员管理。
要了解工作人员的精神状态，提高工作责任心，真正做到精心监护，精心操作，及时发现异常现象，采取对策及时处理。
（3）对设备标示牌缺损等问题，要“小题大做”，充分认识其缺损和标识错误的危害性，使设备标识正确、清晰、明了，设备管理规范、标准。
4、小结
（1）加强设备及人员管理。
加强调试阶段各方面人员行为的管控，严格执行“两票三制”，培养“严、细、实”的工作作风。
（2）重视停机及调试阶段的设备监视及操作。
对于非正常运行阶段的设备加强管理，防止类似事件的发生。
（3）加强现场作业人员的现场培训和岗位操作技能培训，加强培训工作的针对性和有效性。
五、发电机漏氢
1、事件经过
2009年某厂6号发电机在调试期间，两台发电机定冷水箱漏氢严重，机组冲氢后就超标，到达或超过4%，严重影响系统安全稳定运行。
了解同类型机型运行中的8台机组也出现同样问题，同时要求发电机厂给予处理，回答是氢通过绝缘引水管渗透到定冷水系统里去。
2、原因分析发现定冷水进出水口法兰处密封圈偏小引起漏氢情况，并把情况通报发电机厂工代最终更换密封圈，运行后定冷水箱漏氢率为0％。
因国内机组定冷水箱漏氢爆炸事情时而发生，国华同类机组应引起重视。
3、防范措施
（1）强化对设备安装的跟踪及验收工作。
（2）针对设备的共性问题，及时联系制造厂家选用性质优良的密封垫圈。
（3）定期要对定冷水箱含氢量进行监测，发现异常及时处理。
4、小结
（1）寿电发电机冷却方式为水氢氢方式，在发电机气体严密性验收时严格执行标准，杜绝让步验收。
（2）设备安装时严把质量关。
（3）定期检查发电机在线漏氢监测装置运行情况，发现异常及时联系汇报。
六、发电机线棒出水温度异常升高
1、事件经过
2009年8月19日，5号发电机23槽上层线棒出水温度在运行中出现偏高异常，负荷到1000MW时出水温度比其他线棒出水温度高18℃，且后面发展到发电机漏氢严重。
经发电机线棒解体检查发现23号上层线棒已烧坏，更换同组的6根上层线棒后发电机运行良好，各系统运行良好。
2、原因分析
拆除23线棒主绝缘，发现靠近励端1.5m处，线棒内侧面烧两个洞，不锈钢管（空心导线）和铜导线被烧融现象，烧融的一组导线一直到引线部分都已烧焦。
，外侧面已有断排的征兆。
发电机厂没有给出结论。
但现象是明显的，线棒股间绝缘损坏是主因。
3、防范措施
（1）针对设备本身存在缺陷的问题，组织专题讨论会，出台有效可行的防范技术措施。
（2）加强新建机组的质量验收和把关工作，扎实开展基建遗留尾工治理、安全隐患排查和整改、安全性评价等工作。
（3）加强对新技术、新设备、新材料的消化和吸收，把安全生产标准、规程的要求落实到每一位职工和岗位。
（4）加强机组运行监测和设备管理，严格把“四不放过”原则认真对待各类异常情况，及时分析处理，避免事态扩大，防止类似事件重复发生。
（5）要全面对照落实二十五项反措要求，落实整改要求，不断提高设备健康水平。
4、小结
（1）做好到货验收，查阅质量签证文件合格，做好设备绝缘技术监督工作；对绝缘水平检查、检验合格。
（2）做好设备安装、调试及运行的持续跟踪，做到设备各项参数符合要求，电气主设备绝缘水平监督到位。
七、机10kVⅡ段工作电源进线7102开关因吸风机间隔进老鼠导致零序过流保护动作跳闸母线失电
1、事件经过
#7机10kVⅡ段工作电源进线7102开关因吸风机间隔进老鼠导致零序过流保护动作跳闸母线失电，10kV电机低电压保护未动作，开关未断开。
由于开关辅助接点未转换，风机挡板联锁未动作，导致事故扩大停机。
2、原因分析
邹电10kV电动机采用南瑞的RCS-9626、RCS-9627电机保护装置，当10kV母线失电时所有低电压保护未动作，属于保护装置问题。
3、防范措施
（1）加强配电间的管理，务必做到送电前及送电后柜门的安好及严密。
（2）务必做到电缆孔洞封堵严密。
（3）设备签收以后，进行厂用电联锁试验以检测保护和联锁。
4、小结
（1）强化施工人员专业技术，加强施工质量管理，对于不符合技术标准的一律拒绝签收。
（2）做好设备接收后的重新检查及调试工作，做到设备投入前进行必要的电气联锁试验以检测保护及联锁的正确性。
（3）做好设备运行期间防止小动物的措施，对所有配电间撒放鼠药，堵塞孔洞，配电室安装防小动物隔板，防止类似异常事件的发生。
八、主变A相层油面温度56℃，绕组温度87/94℃，主变A相喷油。
1、事件经过
某厂机组启动后，主变A相层油面温度56℃，绕组温度87/94℃，主变A相喷油。
DCS中“主变A相压力释放”信号未发，发变组保护“主变A相压力释放动作”继电器未掉牌。
2、原因分析
变压器启动前油位高，温度上升后内部压力增大；呼吸器不畅通。
3、防范措施
（1）重新检查主变A、B、C相油位，保证油位正常。
（2）对主变A相呼吸器进行检查，保证呼吸器正常工作。
（3）检查“主变A相压力释放动作”继电器未掉牌原因，进行相关维护。
（4）对公司其他变压器也进行相关检查。
4、小结
（1）在变压器投运前应进行全方位检查，油位要按照厂家说明书或者相关要核对正确。
（2）定期检查变压器呼吸器并纳入定期工作中。
九、机组充电保护动作跳闸启停机
1、事件经过
09:
30为减少电量考核，接值长令，逐渐升负荷至820MW，升负荷速率5MW，加负荷过程中机组振动正常。
09:
531A浆液循环泵开关处理完毕，投运1A脱硫浆液循环泵运行正常。
11:
32一号机组主变高压侧5011、5012开关跳闸，发电机灭磁开关未跳开，手动分闸；汽轮机高中压调门关闭，汽机转速最高至3140r/min，惰走时间77min；汽轮机高中压调门关闭后，四抽压力迅速下降，汽泵转速至3810rpm，给水流量329.5t/h，锅炉给水流量低MFT；锅炉MFT后联锁汽轮机跳闸动作正常。
11:
32一号机厂用10KV1A段快切装置动作，启动方式为母线低电压串联切换动作，跳开10kVIA段工作电源进线开关，合上10kVIA段备用电源进线开关。
#1机厂用电B段快切装置动作，启动方式为母线低电压串联切换动作，跳开10kVIB段工作电源进线开关，合上10kVIB段备用电源进线开关。
2、原因分析
运行人员执行的操作票有错误，1号机组并网操作票中有“投入500kVGIS站5011、5012开关充电过流保护软压板”内容，导致运行人员操作错误，误投入充电过流保护，造成5011、5012开关充电过流误动跳闸。
充电过流保护投退应根据调度人员指令进行，只在线路充电时短时投入，充电结束后立即退出，即该保护在机组正常运行时不能投入。
发变组保护C柜热工保护投退存在争议，在基建期技术监督检查和继电保护定值审查讨论时热工院和研究院相关专家认为该开关量保护误动风险比较大，不建议该保护投入，但设计院设计有该保护，所以当时将该保护动作时间整定为10S，防止热工侧误发信号和接点抖动造成保护误动，热工保护接点保持时间为5S，所以该保护启动后返回，没有跳闸出口，导致灭磁开关不能跳闸，厂变分支开关不能跳闸，厂用电不能快速切换。
3、防范措施
（1）在发电机并网操作票中删除“投入充电过流保护”内容。
（2）重新修订运行规程、对重要操作中保护的投、退列出明确条款。
（3）开展运行和设备维护人员交叉培训活动，对重要操作票或保护投退单进行共同审核，使每位生产人员熟练掌握。
（4）举一反三，立即组织各专业再次梳理可能引起跳机的隐患，并研究处理办法。
（5）组织技术委员会召开专业分析讨论会，分析相关保护动作原因，是否属于正确动作，并讨论并网信号消失是否需要关主汽门、热工保护是否需要投入等技术问题。
4、小结
（1）在发电机等重要电气设备投运前，要进行保护核查，并建立保护核查单。
（2）加强专业管理，建立运行标准操作票。
（3）加强电气保护知识培训。
十、机组4A备用电源进线开关跳闸
1、事件经过
2014年08月31日下午16：
07：
51，4号机6kVA段4A备用进线开关跳闸，6kV4A段失电，检查汽机MCCA段、锅炉MCCA段备自投切换正常，巡检就地检查启备变本体、4A备用电源进线本体、6kV4A母线均正常，备用进线开关分闸状态。
当班值长联系工程部、安监部、设备部、上调试、施工单位等相关人员进行汇报。
经各单位联合检查后排除了设备误动和人员误操作等原因，确定是由于电建、GPS厂家人员在4号机快切装置屏、综合自动化系统屏柜有进行接线和GPS对时调试工作时误碰6kVA段4A备用进线开关出口跳闸回路所致。
由于设备本身并无损害及异常，经各方检查合格后重新恢复运行。
2、原因分析
（1）现场工作人员对工作存在的危险性认识不足，对屏柜存在的危险点分析不充分，没有充分进行危险点预控，做好相应的安全措施造成6kV备用进线跳闸。
（2）现场跟踪人员对重要带电设备敏感度不够，对涉及带电设备未能引起足够重视，现场经验不足。
（3）未严格执行调试期间工作票管理制度，切实履行工作监护制度。
3、防范措施
（1）严格执行工作监护制度，业主相关人员做到工作全过程监护。
（2）工作开始前，调试、业主应对现场工作人员交代危险点，做到风险预控。
4、小结
（1）寿电公司在基建调试期间，涉及到运行设备和维护设备有交叉的工作，应在工作前组织调试、电建、业主、监理等有关人员碰头会，经行风险评估，并将会议纪要落实到工作票相关措施中，确保运行设备安全。
（2）严格执行工作票制度。
十一、6kV厂用1BB母线短路故障停机事件
1、事件经过
2014年8月18日18时30分，#1机组负荷400MW,机组运行方式正常、参数正常。
11、12、13、14、16、17、18磨煤机，11、12引风机，11、12送风机，11、12一次风机，11、12循环水泵，11、12汽动给水泵运行。
#1机组高厂变带6kV母线1BA、1BB段运行正常。
2014年8月18日18时46分，集控室听到异常声响，控制室部分照明消失，事故喇叭响，立盘“6kV厂用段故障”光字报警，运行值班员检查6kV厂用1BB段进线开关1BB-02跳闸、母线电压、电流为零，380V厂用1CC段、1CD段、1CE段母线工作电源跳闸备用电源自投正常。
6kV厂用1BB段所带负荷13、14、17、18磨煤机、12引风机、12送风机、12一次风机，三级12凝结水泵、12射水泵、12循环水泵失电跳闸。
运行值班员立即进行锅炉降负荷稳定燃烧的调整操作。
18时47分，运行值班员发现11、12给煤机跳闸，立即抢合给煤机；18时47分07秒，12给煤机抢合成功；18时47分17秒11给煤机抢合成功。
18时48分19秒，#1锅炉内置阀阀前压力低保护动作，锅炉MFT。
18时48分26秒，#1汽轮机及发电机出口01负荷开关跳闸，#1发电机解列。
18时50分，运行人员就地检查6kV厂用1BB段配电室内有烟尘，联系检修人员现场进行检查及处理。
20时30分，经检修上票对6kV厂用1BB段停电解体检查，发现#18、#17、#15开关母线室弧光盖板打开，#17开关母线室内部有短路放电痕迹。
18日20时至19日5时，检修人员对#17开关、#18开关母线室内的母线及分支母线进行拆除，将#16、#15、#14开关柜母线室内的烧蚀、碳化的共计8块母线绝缘支撑板进行更换。
对#14、#15、#16、#17、#18开关柜内的碳化物进行清理，对母线端头进行绝缘处理。
18日20时，电气二次人员检查保护动作情况，高厂变1BT两套保护装置T35-I、T35-II面板上CURRENT、PHASEA、PHASEB、PHASEAC显示灯点亮，窗口有“相延时过流1”、“相延时过流2”启动信息，故障录波器显示“高厂变6kV1BB分支A相电流突变量启动”信息，1BB母线PT柜有低电压信号，备用电源进线开关保护装置显示“过流一段动作”，跳闸灯亮。
从录波波形中看出三相电压同时降低，A、C相电流同时增大，A相最大电流达44.1kA，C相最大达31.9kA，由于母线电压降低，工作电源进线开关备自投动作，跳闸工作电源进线开关，联动备用电源进线开关1BB-20合闸，因故障仍存在，备用电源进线开关柜过流一段保护动作，延时0.3S跳开备用电源进线开关。
电气二次保护动作正确。
18日21时，运行人员组织对锅炉内置阀前压力低保护动作情况进行检查，发现#1锅炉内置阀前压力低保护动作（23MPa延时30秒）触发锅炉MFT动作停炉。
（6kV厂用1BB段失电，其接带的13、14、17、18磨煤机跳闸，6kV厂用1BB段失电导致400V1CE段工作电源失电备用电源自投，备自投过程存在0.5秒失电切换，400V1CE段接带的11、12给煤机电源瞬时失电，给煤机中间继电器失电返回，导致了11、12给煤机停运。
截止到18时46分13秒，运行中的7台制粉系统跳闸6台，锅炉总煤量由166t/h下降到43t/h，锅炉燃料下降过多、热负荷急剧降低，B3前压力由故障前25MPa下降到23MPa。
），#1锅炉内置阀压力低保护动作。
19日1时，取#1高厂变油样进行常规分析（水分、色谱），与2014年6月13日油质化验结果比较未见异常，试验结果合格。
（乙炔：
0；一氧化碳：
677.76；甲烷15.82；二氧化碳：
3983.60；乙烯：
34.28；乙烷：
3.08；氢气：
2.13。
水分：
5.2）。
19日6时，母线抢修工作结束，电气试验人员对1BB段母线进行（26kV/1分钟）整体耐压试验，试验合格。
19日7时，6kV厂用1BB段投入运行，#1机组具备启动条件。
19日14时15分，#1锅炉点火。
19日18时03分，#1机组并网。
2、原因分析
#1机组6kV厂用1BB段#17开关柜母线室母排与#16开关柜相邻的绝缘支撑隔板（酚醛树脂材质）处，运行中出现A、B相母排相间短路进而引发三相短路，进线开关过流保护动作，6kV厂用1BB段失电。
酚醛树脂与其它绝缘材料相比绝缘性能较差，受环境温湿度、灰尘等因素影响较大；长期运行局部绝缘性能劣化。
3、防范措施
（1）对1BB母线进行检查处理，确保绝缘性能符合要求。
（2）结合事故案例，维护班组及管理人员进行风险培训，提高专业人员风险辨识、风险分析、风险防范的能力。
（3）对事故开关柜母线检修工艺进行细化和完善，重点增加酚醛树脂绝缘的检查、处理内容。
（4）利用检修机会对其他相同型号开关柜酚醛材料绝缘的使用情况进行检查和处理。
（5）评估事故开关柜重要性，加快设备改造项目的实施，彻底杜绝酚醛树脂绝缘性能低的故障隐患。
（6）进行全厂电气绝缘设备普查，对存在酚醛类影响绝缘的树脂材料的设备制定整改计划逐项进行治理。
（7）将目前执行的“每日下午记录开关配电室最高湿度”改为“在各6kV配电室设置记录表单，每班记录各配电室湿度”。
将控制配电室湿度不超过80%，变更为不超过70%。
（8）做好#1高厂变油质监督工作，机组运行后第一周取油样监视，以后隔周进行，两个月后恢复正常监督周期进行。
（9）利用#1机组计划检修机会，安排对#1高厂变进行绕组变形试验。
4、小结
（1）电气专业人员对设备上使用的酚醛树脂绝缘材料没有认真研究，对该方面知识掌握欠缺。
（2）电气专业对事故开关柜母线检修的工艺方法、质量标准，制定不完善。
检修文件中未涵盖对酚醛树脂绝缘支撑板的检查、处理内容。
（3）电气专业对电气设备管理存在漏洞。
未能对厂内使用酚醛树脂的电气设备进行详细排查，未制定有效的防范措施，开展针对性的隐患排查治理工作。
（4）给煤机设备改造时，专业间设备评估、沟通不到位。
热工专业不了解上级电源结构，未能评估出供电系统会出现瞬间失电现象，导致控制回路不可靠，致使11
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