电厂停机原因分析及处理1210.docx
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电厂停机原因分析及处理1210
电厂停机原因
分析及处理
山西潞安余吾余热电有限责任公司
二〇一四年十二月
目录
第一篇电厂汽机专业停机原因分析及处理1
一、汽机本体系统1
1、机组轴瓦振动测点误动1
2、机组润滑油保安系统遮断油门误动1
3、机组轴系振动大1
4、机组推力瓦温度高2
二、主汽再热系统3
1、蒸汽管道输水管漏汽3
2、机组高压导汽管法兰漏汽3
3、疏水管道破裂4
三、抗燃油系统4
1、抗燃油管路接头漏油4
四、润滑油系统5
1、顶轴油管道泄露5
五、空冷系统5
1、空冷风机跳闸5
2、空冷背压高6
3、空冷背压高背压保护动作6
六、开式循环水系统7
1、开式循环水回水门突然关闭7
2、开式水系统停运8
第二篇电厂锅炉专业停机原因分析及处理9
一、风烟系统9
（一）返料器设备：
返料不正常事故9
（二）给煤机设备：
10
（三）炉本体内部13
（四）点火风道15
（五）风机设备23
二、汽水系统24
（一）屏过、屏再设备24
（二）双面水冷壁25
（三）再热器管道26
（四）水冷壁27
三、排渣系统29
（一）冷渣器29
四、排污系统34
（一）省煤器排污管34
第三篇电厂电气专业停机原因分析及处理35
一、发电机变压器组系统35
1、发电机失磁保护动作35
2、发电机CT回路故障造成发电机差动保护动作35
3、#2发电机温度高打闸36
4、AVC数据采集异常37
5、励磁调节器动态特性差38
6、发电机差动保护动作38
二、厂用电系统40
1、低压开关越级跳闸使厂用电中断40
2、6kV母线接地41
3、防止循环变跳闸，开式循环水中断41
4、空冷风机大面积停运42
三、220kV系统43
1、220kV线路故障43
四、110kV系统44
其他方面可能造成机组非停的措施：
44
1、防止发电机定子及相应系统一点接地措施44
2、防止变压器重瓦斯保护动作措施44
3、防止6kV段母线故障措施44
4、防止电气设备高温引起非停措施45
第四篇电厂热工专业停机原因分析及处理46
一、温度设备46
1、给水泵跳闸联启备用泵导致空冷风机跳闸，低压缸安全膜破停运46
二、主机保护46
1、机组#5瓦振动跳变，ETS动作跳机47
2、机组高压缸胀差大，手动打闸停机47
3、机组#1瓦振动大，瓦振保护动作停机48
4、机组发生三次热工保护动作48
5、DEH系统、ETS系统不稳定造成热工保护动作...............................................................48
三、电动门50
1、开式循环水设施入口电动门突然关闭，后无法打开，造成一系列转机轴承、润滑油温度升高，被迫停机50
第一篇电厂汽机专业停机原因分析及处理
一、汽机本体系统
1、机组轴瓦振动测点误动
故障现象：
2012年2月10日8:
45，#1机组#2瓦瓦振测点超标，造成机组紧停。
原因分析：
工作人员在现场工作是误碰了振动探头，造成测定测量数据跳变。
防范措施：
工作人员在进入机组本体范围内工作时需双人进行，相互监护提醒。
对重要测点采取防跳变措施，增加测点延时保护。
关键点：
对重要部位加强巡检力度，对重要测点采取防跳变措施；利用每次停机后检查测点确认可靠。
2、机组润滑油保安系统遮断油门误动
故障现象：
2013年7月4日12:
55，机组遮断油门误动，#2机组#1飞环动作，造成机组停机。
原因分析：
1）#1遮断油门曲柄处损坏。
处理方法：
1）暂时将喷油试验切换阀打在#1试验位，隔断#1遮断油门安全油。
防范措施：
1）对机组保安系统各滑阀解体检查，必要的更换。
2）机组主油泵短轴返厂维修，做超速试验，调整飞环。
关键点：
加强运行监护，利用停机对保安油系统进行处理。
3、机组轴系振动大
故障分析：
1）机组瓦振超限，机组跳闸。
#1、#2机组#5瓦瓦振超标，振动保护动作，造成机组停运。
2）机组轴振超限，机组跳闸。
#1机组大修后轴振超标，振动保护动作，造成机组停运。
原因分析：
1）机组#5瓦轴承座刚度不够。
2）机组轴系动平衡差，轴振偏大。
处理方法：
1）在#1、#2机组#5瓦内增加加固措施。
2）在#1机组#5瓦外增加顶紧装置。
3）停机后做机组动平衡试验，调整轴系动平衡。
防范措施：
对不合格振动进行动平衡处理。
在适当时候对机组#5进行技术改造。
关键点：
加强运行监护，利用停机对不合格的地方进行处理。
4、机组推力瓦温度高
故障现象：
2014年5月17日21:
55，#1机负推力瓦回油温度升至74.99℃，推力瓦温度高保护动作跳机。
原因分析：
1）60MW负荷时不能很好的形成自密封，开启辅汽供轴封调节阀供汽，造成双路供汽轴封压力调整频繁。
运行人员在监盘时未能及时发现负推力瓦回油温度上升、轴封超压现象。
2）辅汽供轴封调节阀，调节性能不好未能处理至满足运行调整需求。
不能投入自动运行，超压时运行人员又未及时调整，存在超压的情况。
3）#2瓦处轴封漏气量较大，在轴封超压时尤为严重，致使轴封漏气加热#2轴承箱，负推力瓦回油温度高保护动作跳机。
4）测点报警提示未能设定好，造成未及时发现温度变化情况。
（负推力瓦回油温度报警值为65℃，实际设定为150℃，未起到报警作用）
处理方法：
1）处理辅汽供轴封调节阀必要时更换，使其调节性能能够满足运行调整需求。
2）对中压轴封供汽压力进行调整，减少中压轴封漏气量。
3）对轴封压力测点校验。
防范措施：
组织运行人员、检修人员学习修改后的主、辅机报警、保护定值并进行考试，对中压轴封漏气管道进行改造，减少中压轴封漏气量。
在适当时候对机组#5进行技术改造。
关键点：
加强运行监护，利用停机对不合理的地方进行处理。
二、主汽再热系统
1、蒸汽管道输水管漏汽
故障现象：
2009年8月20日21:
30，#1机组汽机房0米热再蒸汽管道输水管管座焊口开裂漏汽，机组停运。
原因分析：
1）再热蒸汽疏水管道没有做∏型膨胀弯，疏水管道膨胀后在管座处膨胀应力增大，导致管座焊口开裂。
处理方法：
1）增加疏水管路∏型膨胀弯。
2）对开裂焊口重新焊接。
检修后效果：
机组恢复正常运行，疏水管路膨胀应力释放。
防范措施：
1）检查其它高温管道是否存在同类情况，加强对高温管道膨胀监控的培训。
关键点：
定期检查机组膨胀弯和膨胀应力大的位置
2、机组高压导汽管法兰漏汽
故障现象：
2012年2月10日8:
45，机组高压导汽管法兰漏汽。
原因分析：
机组导汽管法兰在机组大修时安装不合格。
处理方法：
更换导汽管法兰垫片。
防范措施：
1）加强大修时重要位置安装验收和监查。
关键点：
加强巡检在出现漏气时能及时发现处理，提高检修质量。
3、疏水管道破裂
故障现象：
2012年8月17日15:
30，#2机组主汽管道左侧支管疏水管道破裂。
原因分析：
1）支管疏水管管座下直管段材质不合格。
处理方法：
1）更换合格管道。
防范措施：
1）在机组管道等部件安装前对有特殊要求的部位要进行光谱检查。
关键点：
加强巡检在出现漏气时能及时发现处理，提高检修质量，严把验收关。
三、抗燃油系统
1、抗燃油管路接头漏油
故障现象：
#2机#4高调门抗燃油进油管油动机接头“O”型圈漏，机组打闸处理，9小时后恢复运行。
原因分析：
机组抗燃油对其管路接头处密封用的“O”型圈有腐蚀性，长时间运行后，“O”型圈腐蚀损坏，造成漏油。
处理方法：
对损坏的“O”型圈进行了更换。
处理后的效果：
漏点处理完毕，机组恢复运行。
防范措施：
在机组每次停机检修工作中，对抗燃油系统所有“O”型圈进行定期更换。
关键点：
定期检查抗燃油系统，每次停机检修时更换抗燃油系统所有“O”型圈。
四、润滑油系统
1、顶轴油管道泄露
故障现象：
2012年6月7日1:
05，#1机#4瓦顶轴油管道焊口、接头开裂；管道磨损严重后破裂。
原因分析：
1）顶轴油管道因管道振动大，造成焊口开裂和管道磨损破裂。
处理方法：
1）对顶轴油管道重新固定，并在固定处增加胶皮垫片。
2）更换磨损和开裂的接头和管道。
防范措施：
定期检查顶轴油管路，对松弛的固定件进行紧固，对磨损部位管道进行更换。
关键点：
定期检查顶轴油管路，对布置不合理的位置利用检修机会改造。
五、空冷系统
1、空冷风机跳闸
故障现象：
2013年6月9日18:
04，#2机2A给水泵工作油冷油器入口油温高开关误动，联起备用泵致使空冷风机大面积跳闸，造成停机。
原因分析：
1）机组空冷风机设在自动状态，自动跟踪机组背压调整风机频率。
当背压频率没有达到设定值时，风机频率不断升高，造成风机电流过流跳闸。
处理方法：
1）适当提高机组设定背压
2）当风机频率持续加大时要尽快调整设定背压
处理后的效果：
风机运行正常，机组恢复运行。
防范措施：
1）加强对机组背压的监视，当风机频率持续加大时要尽快调整设定背压。
关键点：
给水泵启动时注意空冷风机频率调整，尽量减少空冷风机电流后启动。
2、空冷背压高
故障现象：
1）启动给水泵时，造成低压母线电压低，空冷风机大面积跳闸，空冷背压升高，保护动作造成停机。
2）在机组高背压时，大风天气影响空冷风机入口处进风，造成机组背压波动，背压保护动作造成停机。
原因分析：
1）给水泵启动时对低压母线电压影响较大。
2）空冷风机电机的富余容量较低。
3）机组正常运行背压偏高。
4）大风天气对空冷机组运行影响较大。
处理方法：
1）电气专业调整了变压器分接头，尽量提高母线电压。
2）大风天气时刻注意空冷岛的运行状态。
3）冲洗空冷岛。
防范措施：
大风天气时加强对空冷岛的监护，必要时降负荷运行以降低机组背压。
启动给水泵等大功率设备时制定专项措施。
加强对空冷岛的冲洗。
关键点：
给水泵启动时及大风天气注意空冷风机频率调整，尽量减少空冷风机运行电流。
3、空冷背压高背压保护动作
故障现象：
2014年5月9日上午11:
23，#1机负荷114MW，主汽压力11.7Mpa，背压40kpa，机组背压高保护动作跳闸。
原因分析：
1）环境温度较高、空冷岛翅片堵塞造成机组实际背压偏高。
2）检修人员在检修后未能及时关闭空冷隔断门、吊装门，人为造成空冷冷却效率降低。
3）运行人员在正常巡检时不到位，未能及时发现空冷隔断门、吊装门未关闭。
4）经效验压力变送器（运行监视点3块）与压力开关（保护取点3块）都合格。
由于压力变送器与压力开关就地安装位置不同，压力开关表管内可能存在凝结水现象，造成压力开关背压到达保护值-35KPa（背压57KPa）而压力变送器背压显示40kpa。
处理方法：
1）及时冲洗空冷岛翅片。
2）停机后处理已损坏的吊装门、隔断门。
3）更换压力开关表管位置，使其与压力变送器工况一致、显示一致。
4）修改汽机背压高保护:
开关量真空（三取二）与模拟量真空（三取二）同时≥-35KPa，延时10min联跳汽机。
（原为模拟量真空3取2≥-35KPa保护动作）
防范措施：
在天气炎热时加强对空冷岛的监护及现场巡检力度，必要时降负荷运行以降低机组背压。
对压力开关、压力变送器定时效验。
关键点：
压力开关及压力变送器安装位置不合理，监护及巡检不到位。
六、开式循环水系统
1、开式循环水回水门突然关闭
故障现象：
2009年8月13日23:
41，#1机组开式循环水回水总门突然关闭，短时间不能恢复，机组失去冷却水源，#1机组一系列转机轴承温度、润滑油油温迅速升高导致最终停机。
原因分析：
1）开式循环水回水电动门控制回路故障。
处理方法：
1）手动开启回水电动门。
2）更换损坏控制原件。
处理后的效果：
开式水系统恢复正常。
防范措施：
所有开式水系统不在联锁开关范围内的阀门日常状况下全部停送控制电源，在使用时在进行送电操作。
关键点：
利用每次双机停运机会检查开式水系统，确保开式水系统及阀门可靠。
2、开式水系统停运
故障现象：
2010年3月6日10:
08，开式水泵跳闸，机组各辅机失去冷却水源，造成停机
原因分析：
1）开式水变压器故障。
处理方法：
1）对影响开式水供电设备的问题进行了处理，详见电气专业分析。
处理后的效果：
机组恢复正常，开式水系统稳定
防范措施：
1）加强开式水系统电源的使用管理。
关键点：
春检时对空冷变全面检查，平时注意开式泵运行参数的变化
第二篇电厂锅炉专业停机原因分析及处理
一、风烟系统
（一）返料器设备：
返料不正常事故
1、时间：
2008年9月4日#2炉返料不正常事故
事故现象：
1）回料腿压力由高至低、由低至高反复变化，变化范围（最高4KPa，最低-0.07KPa），变化周期10分钟左右。
2）高压流化风机母管压力波动反复变化。
3）床温维持不稳定。
原因分析：
1）返料器内返料风帽堵塞。
2）返料床内积有脱落的耐火材料。
处理方法：
1）停炉处理。
2）排出返料器内的杂物和脱落的浇注料。
3）疏通堵塞的风帽。
防范措施：
1）每次停炉检修时，检查返料器内有无脱落的浇注料，检查小风帽有无损坏和风眼堵塞，检查返料风室风管是否有灰渣堵塞。
2）机组检修中，返料器内浇注料修补时，要严格按照要求进行修补。
3）锅炉启动过程中，运行人员严格按照操作票执行升温速率，严禁快速升温造成返料器内浇注料脱落。
4）锅炉正常运行中，运行人员要控制好返料温度，严禁超温造成返料器内床料结焦。
关键点：
1）加强浇注料的检查、施工、验收。
2）运行人员严格控制床温，温升率及观察个返料测点运行情况。
（二）给煤机设备：
1、时间：
2008年8月28日2D给煤机着火事故
事故现象：
1）2D给煤机发生着火现象，皮带全部被烧毁。
原因分析：
1）2D给煤机出口电动插板门上的开关方向在巡检人员未搞清楚的情况下，导致巡检人员错误的手动开启了此门，致使炉膛内高温烟气反窜到给煤机，与给煤机检修孔形成烟气通道，最终烧毁皮带。
处理方法：
1）停炉处理。
2）更换新的皮带。
防范措施：
1）发电运行部校对锅炉上所有阀门的标识开关方向指示，防止运行人员误操作。
2）运行中保证充足的煤仓煤位，以避免煤仓走空后发生烟气反窜。
3）在运行中，给煤机检修时，若需要开关给煤机出口电动插板门，必须严密关闭所有检修孔。
4）在运行中，给煤机检修时，运行人员与检修人员必须做好防范措施。
关键点：
1）加强运行人员的培训，熟悉掌握所管设备的使用情况。
2、时间：
2010年3月1日#1C、#1D落煤筒堵煤事故
事故现象：
#1C、#1D落煤筒堵煤，造成#1炉左右侧床温偏差加大，无法维持正常运行。
原因分析：
原煤粒度过大，对落煤管磨损相当严重，造成落煤管内管磨透，破口处积煤堵煤。
处理方法:
1）停炉处理。
2）将落煤管旋转180°，避开磨薄部位继续磨损。
防范措施：
1）加强燃料输煤管理，确保燃煤内无杂物或大块物料。
2）加强运行监视，发现落煤管堵煤，及时停运给煤机。
3）燃料部保障原煤粒度在规定范围内。
4）检修人员利用停炉检修时间定期检查落煤管内壁厚度。
关键点：
1）检修人员定期对落煤筒内管做壁厚检查。
2）加强金属监督技术管理及备品备件的质量验收。
3、时间：
2008年5月25日#2炉给煤机断煤事故
事故现象：
1）给煤量显示减少。
2）床温降低过快。
3）汽温、汽压降低过快。
原因分析：
1）2C给煤机出口电机故障停运，2A、2B、2D给煤机断煤频繁，床温急剧下降。
2）输煤延迟上煤时间，使#3、#4煤仓煤位低，重力压差小，造成给煤机断煤。
3）2C给煤机故障，致2D给煤机投煤量增大，使#4煤仓的煤从一侧流出，造成单侧煤位偏低或者同时煤仓内形成穿孔，使2D给煤机过早出现断煤现象。
发电运行部当值人员对#2D给煤机投煤量增大未引起高度的重视，对此状况预见性不到位，对煤仓煤位巡检监视不够，是重要的人为因素。
4）发电运行部在#2C给煤机长时间停运后未与燃料除灰部沟通上没方式，燃料除灰部对各个煤仓煤位没能尽到看护的责任。
处理方法：
1）加强监视，及时联系人员捣煤。
2）及时投油助燃。
防范措施：
1）检修维护部要确保给煤机给煤量测点的准确可靠，对目前所存在的缺陷尽快消除。
2）检修维护部要提高燃油枪的检修质量，发电运行部要对燃油枪的使用进行严格规范，并定期进行试验。
点火枪试验列到设备的定期试验中，保证油枪在紧急状态下的可靠投用。
3）发电运行部对原煤仓进行定期清仓工作，防止仓壁大量挂煤棚煤。
暂定期限为每月1次（15日）。
对原煤仓的仓位管理由发电运行部负责，巡检每班要定时检查煤仓料位及仓壁挂煤情况，每两小时巡检一次并设记录本进行记录。
上煤工作通过调度与燃料除灰部进行协调。
4）原煤仓远传料位计的恢复工作由检修维护部负责，年后出具体的解决方案，报公司领导审批通过后执行。
在远传料位计没有恢复期间，燃料除灰部临时增设煤仓料位台帐，#7皮带运行人员每1小时检查记录一次原煤仓料位。
5）燃料除灰部对各落煤筒必须定期清理，严防落煤筒堵塞再次发生，同时考虑对堵煤严重的落煤筒增加振打电机，此项工作由燃料除灰部制定方案报公司审批后实施。
6）燃料除灰部要加强内部管理，运行日志应完整真实有效，对撕页重做记录的人员要查明原因并做出相应处罚。
7）针对目前给煤机频繁断煤的状况，燃料除灰部要保证原煤仓料位在50%以上（具体仓位由发电运行部制定，通过调度协调），必要时要考虑A、B路同时上煤。
燃料除灰部尽快整理双路皮带同时上煤当前的设备状况和存在的问题，并限期处理解决。
8）燃料除灰部、煤质化验班要严密监控入炉煤水份，控制入炉煤全水份在6%以内，大于6%时及时通知发电运行部值班人员及单元长。
发电运行部要加强运行监视，全水份大于7%时应派专人看守、及时疏通。
9）运行设备出现故障时，及时制定并采取相应的预控措施，发电、燃料除灰部运行人员要及时到现场进行巡查，确保机组稳定运行。
关键点：
1）加强运行人员的管理，完善各部门管理制度。
（三）炉本体内部
1、时间：
2009年11月22日#2炉启动后低温结焦事故
事故现象：
1）OFT动作，床下油枪全部熄火。
2）平均床温下降。
3）主汽压力，汽温开始下降。
原因分析：
1）拉煤车撞断燃油管道，造成锅炉启动过程中断油，床温维持不住，是此次启动失败的主要原因。
2）锅炉给煤机故障（2B给煤机无煤量显示，2C给煤机给煤量波动大，2D给煤机跳）且氧量表反应迟钝，造成司炉燃烧调整困难。
3）司炉调整不当，造成锅炉低温结焦。
处理方法：
1）停炉处理。
尽快更换床料。
防范措施：
1）加强厂区内拉煤、拉灰车的管理，在厂区内主要路段、危险地段加设减速带和警示性标志。
2）提高检修质量和效率，加强检修后验收工作。
3）加强机组启动前的试验，特别是对经常出故障的设备和表计，启动前应提前试验，确保准确无误。
4）加强司炉工的培训，多做一些事故预想和事故演练，提高司炉工处理突发性事故的能力。
关键点：
1）加强厂区内车辆管理。
2）提高运行人员操作水平，事故处理能力。
2、#2炉启动过程中炉膛结焦
事故现象：
1）平均床温快速下降
2）风室压力增大
3）个别床压指示值为静态读数。
原因分析：
1）在床温波动较大，平均床温显示偏高的情况下，停运油枪较早，是导致炉膛温度下降的直接原因。
2）给煤量显示不准确，司炉在增加给煤量时估算偏差大，导致进入炉膛内的给煤量过多，但床温回升时，进入炉膛的大量的燃煤突然着火，床温难以控制是这次事故的重要原因。
处理方法：
1）停炉处理。
及时更换床料。
防范措施：
1）检修人员尽快校核#2炉给煤机的给煤量，以保持启动初期给煤量在可控范围内。
2）运行人员撤油枪时应保持床温在上升阶段，并适当增加燃煤量。
一旦发现床温有下降趋势，应迅速增投油枪，以保持床温的稳定。
3）加强培训，提高司炉分析判断和处理事故的能力。
关键点：
1）提高运行人员操作水平和责任心。
2）加强运行人员培训和管理。
3、时间：
2011年7月13日#1炉#3返料器出口结焦事件；2009年7月21日#2炉炉膛给煤口结焦；2010年2月19日#2炉炉膛给煤口结焦
事故现象：
1）密相区下部床温测点快速升高，及时采取收煤加风的调整措施，下部床温未出现下降趋势。
2）#1炉返料不正常的波动。
3）床压、炉膛负压大幅波动。
4）#1炉左侧流化不正常。
原因分析：
#3返料出口结焦，炉膛左侧部分床温测点升高,导致停炉。
处理方法：
1）停炉处理。
2）更换新床料。
防范措施：
1）运行人员要密切监视炉膛差压、料层差压、一次风量、风压、返料器室风压、返料温度等,发现异常及时处理。
2）停炉时要检查返料室风室中积灰，防止风帽堵塞。
3）运行人员要加强运行监视，发现返料不正常、床压测点超温等异常现象要及时汇报。
4）正常运行中床压不得超过9Kpa，任意一点床温不得超过1000℃。
发现排渣管堵渣及时联系捅渣，避免床压升高；如输渣系统有异常时，值长应及时联系事故排渣或机组降负荷运行，保持床压在规定范围内运行。
5）正常运行中维持锅炉参数在规定范围内，高负荷运行时防止锅炉超压运行。
关键点：
1）提高运行人员操作水平和责任心。
2）加强运行人员培训和管理。
（四）点火风道
1、时间：
2012年3月10日#2炉#3点火风道膨胀节破;2008年11月5日#2炉返料膨胀节破
事故现象：
1）一次点火风量明显增大。
2）发现#2炉2C点火风道膨胀节有过火烧红轻微漏风现象，破口逐渐增大。
原因分析：
1）运行中，入炉煤颗粒大，导致料层厚道增大，进而引起水冷风室压力升高。
2）膨胀节内部填充物针刺毡长期受压后无法弹起，油抢运行期间膨胀节上部长期在高温烟气下烘烤，蒙皮老化致使膨胀节变脆承压能力下降被撕破。
3）膨胀节与#3冷渣器下渣管位置较近，长时间在高温下烘烤，蒙皮老化致使膨胀节变脆承压能力下降被撕破。
处理方法：
1）停炉处理。
2）更换新的膨胀节蒙皮。
防范措施：
1）每次停炉后检查膨胀节蒙皮脆化程度。
2）每次点火前检查膨胀节密封性能，如有问题及时处理。
3）运行中加强膨胀节处的巡检，发现问题及时汇报。
4）定期对膨胀节漏风情况检查。
5）加装膨胀节与#3冷渣器下渣管之间的隔离装置。
6）建立长效机制，确保任何时候排渣系统故障时都能及时事故排渣，确保床压稳定。
关键点：
1）提高运行、检修人员的责任心，提高运行人员操作技术，增加检修维护质量。
2、时间：
2013年#2炉#3点火风道膨胀节着火停炉事故
事故现象：
巡查发现2C点火风道膨胀节蒙皮处着火。
原因分析：
1）#3点火风道西侧和南侧墙的浇注料厚度比其他位置要薄，在点火过程中，膨胀节下部点火风道外护板温度较高，钢板传热至膨胀节蒙皮，蒙皮受热后温度升高。
2）点火风道浇筑料自去年损坏后一直未恢复，运检部门和生技部未对此引起重视，公司技术人员未能预料到此设备缺陷所引起的问题，主观上导致了缺陷的长期存在。
3）风道外护板温度高未引起运检人员注意和重视，运检人员对膨胀节蒙皮的耐温性能没有引起高度的重视，未能采取有效的措施对蒙皮进行保
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