风力发电企业安全现状综合评价标准52.docx

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前言风力发电作为方兴未艾的无碳、环保清洁能源，正以井喷式的速度蓬勃发展，特别是国家能源战略重要举措的千万千瓦级风电基地的规划和装机容量在10万千瓦及以上大型风电场的陆续投运，对风电场的安全管理提出了更高标准的要求，开展风电安全性评价是风电安全管理当务之急工作。做好安全性评价工作是风电企业各项工作的基础，对风电的发展和经济效益起着至关重要的作用。同时，安全性评价是对企业或系统安全工作的现状和水平进行科学、全面诊断的有效手段，是企业消除隐患、消灭违章、提高安全管理水平的有效载体。因此，为了适应大力发展风力发电的需求，在“安全第一、预防为主、综合治理”的宗旨下，在“预防”上狠下功夫，超前管理，确保风力发电企业安全、稳定、可靠、优质运行，现依据国家、行业颁布的有关法律、法规、规程及相关规定，并参照华电国际公司编写的《火力发电企业安全性综合评价标准》的编制框架和部分内容，制定切合实际、易于操作的标准，从输变电设备、风力发电机组、通讯和监控、土建管理和生产管理五个方面，以防止人身事故、频发性事故以及特、重大设备事故为重点编制了《风力发电企业安全现状综合评价标准》（以下简称《风电安评标准》）。《风电安评标准》明确了可能引发事故的危险因素，并对查评方法和标准作了具体规定。本标准的印发实施，将有力促进风力发电企业安全性评价工作的有效开展。通过安全性评价，预知企业或系统现存的或潜在的危险因素，分析其严重程度，制定需要采取的措施，超前管理，从源头上夯实安全生产基础。本标准在编写过程中参照了国内印发的标准和资料，并得到了国内许多从事风电安全工作专家的支持，提出了宝贵意见和建议，在此表示忠心的感谢！本标准有不当之处，敬请指正。编委会主任：任书辉副主任：姜家仁刘传柱王文琦谢云汪明波主编：汪明波副主编：李庆林闵聿华温盛元主要编写人员：邢伟狄海龙审核人员：温盛元刘洪志李永胜统稿：杜宁宁王静终审定稿：编制和使用说明 1、安全性评价定义综合运用安全系统工程的方法对生产经营活动存在的危险因素进行定性和定量的分析，确认系统发生危险的可能性及其严重程度，提出必要的措施，以寻求最低的事故率、最小的事故损失和最优的安全投资效益。 2、主题内容与适用范围针对风力发电企业输变电设备、风力发电机组、通讯和监控、土建管理和生产管理五个方面，以防止人身事故、频发性事故及特、重大设备事故为重点，明确了可能引发事故的危险因素以及进行查评诊断的方法和标准。本标准是风力发电企业对安全现状进行综合评价时采用的标准。 3、评价的目的风电安全性评价是对风电企业或系统安全工作的现状和水平进行科学、全面诊断的有效手段，是企业消除隐患、消灭违章、提高安全管理水平的有效载体。通过开展安全性评价，预知现存的或潜在的危险因素，分析其严重程度，制定需要采取的措施，超前管理，从源头上夯实安全生产基础。 4、安全性评价的内容评价内容分为五部分，总分7000分第一部分：输变电设备，分值2300分第二部分：风力发电机组，分值2800分第三部分：通讯和监控，分值700分第四部分：土建管理，分值400分第五部分：生产管理，分值800分评价一个企业的安全基础，以反映电力生产特大、重大、恶性、频发性事故、人身伤亡事故的危险因素为主。重点考虑以下八个方面的评价因素：（1）生产设备是否符合安全条件；（2）生产工具、机具是否符合安全条件；（3）上级颁发的反事故措施是否落实；（4）生产设备、工机具管理水平；（5）安全生产主要规章制度建立、健全和贯彻执行情况；（6）人员技术素质是否符合安全要求；（7）劳动环境是否符合安全条件；（8）重大自然灾害抗灾、减灾措施落实情况。在选择上述评价因素时，遵循以下原则：（1）关键的、重要的不能遗漏；（2）直接反映安全基础的因素不能遗漏；（3）对事故发生影响大的因素不能遗漏；（4）一般关联因素，若无特殊需要，不予列入。 5、理顺“安全性评价”与几项工作的关系: 5.1 与事故调查、统计分析的关系事故调查、统计分析是事故发生后的管理，注重的是结果。安全性评价是预防性的管理，注重的是超前管理和过程控制。 5.2 与安全大检查的关系安全大检查是安全管理的重要手段，机动性大，依据安全形势、季节特点、领导意图等因素在形式内容上经常变化。安全性评价内容全面、规范，并对评价因素进行“量化”。安全性评价是在安全大检查的基础上发展演变而来，两者功能不同，不能互相替代，但可以结合起来进行。 5.3 与可靠性统计分析的关系可靠性统计分析是对设备过去一段时间内的状态进行定量评价，但不能揭示企业事故发生的规律。安全性评价重点是查评现存的危险因素，揭示事故发生的规律。两者互相渗透，方法可以互相利用。 5.4 与达标、创建优秀发电企业工作的关系达标、创建优秀发电企业是对企业安全、经济、文明生产整体水平的考核，不是对安全基础的全面评价，不能从深层次发现企业的危险因素。安全性评价是企业达标、创建优秀发电企重要的基础性工作。 5.5 与危险点分析的关系危险点分析是在微观上对作业现场进行预控，防止事故发生。安全性评价是在宏观上对一个企业进行查评，夯实安全基础。综上所述，可以得出这样的结论：风电安全性评价与上述的几项工作既有区别又有联系，不重复不抵触，相辅相成，各有所长，不能互相替代，应结合开展。 6、安全性评价查评程序和操作要求: 6.1 评价原则 6.1.1 评价的对象是运用中的系统，是风力发电企业现存的处在变化中的危险因素。这些危险因素无论是由于主观原因还是客观原因形成的，只要查评时仍然存在就要列入评价范围。以前发生的事故只要隐患已经彻底消除，都不再评价。 6.1.2企业自我查评时所有机组100％查评；专家查评时机组容量在50MW及以下抽查2台，容量在50MW以上100MW以抽查3台，100MW及以上抽查4台。 6.2 评价方式 6.2.1 评价的形式采用企业自我查评与专家评价密切结合，形成不同环节组成的自我约束、自我发展的安全机制。通过安全性评价不断提高职工的安全素质、企业的安全生产管理水平，在短时间内掌握安全基础的真实情况。 6.2.2 评价采用评分法进行量化。定性和定量相结合，文字说明和数字分析相结合，用相对得分率来衡量系统的安全性。 6.3 评价程序 6.3.1 企业自我查评：（1）成立由企业生产负责人担任组长的查评组，各专业组成若干小组，并确定各小组查评负责人。（2）对干部职工进行广泛宣传和必要培训，明确查评的目的、指导思想和具体的开展方案，以及查评的方法和重点查评的内容，为达到企业开展安全性评价的目的创造有利条件。（3）对查评的项目层层分解，并责任到人，使每个查评人员都知道自己查评的项目、依据、标准和查评方法。（4）部门和班组按照要求进行自我查评，查出问题及整改建议填入查评表。（5）各专业在部门、班组查评基础上查评各专业的安全隐患，提出专业查评报告。（6）根据查评结果，提出自查报告，报告应包括自查总体情况说明，发现的主要问题、整改建议，总分表、评价结果明细表、发现问题明细表及各专业查评报告。（7）风力发电企业要高度重视整改工作，切实落实整改项目的资金、工期和责任人，并设专人监督、检查整改情况。 6.3.2 专家查评（1）完成自查评的企业申请专家查评（2）专家组编写查评计划。（3）专家组到达企业后，根据计划召开首次会议，企业汇报自查情况，介绍各专业联络员，专家组负责人介绍专家组人员及分工。（4）专家组根据查评计划，进行专家查评工作，查评中发现的主要问题与企业联络人和有关部门负责人交换意见。（5）查评结束后，各专业组分别写出专业查评报告，查评组负责人写出总查评报告，并经专家组全体成员讨论通过。（6）专家组与企业共同召开末次会议，会议由专家组负责人主持，通报查评情况。（7）查评专家组结束查评一周内，应将正式查评报告提交被查评企业。查评报告应包括查评企业总体情况、发现的主要问题、原因分析、整改建议、总分表、评价结果明细表、发现问题明细表及各专业查评报告。 6.3.3 企业整改（1）企业接到专家查评报告后，应立即组织有关部门制订整改计划，整改计划必须明确整改内容、整改措施、整改完成期限及责任人，整改计划由企业主管领导批准后实施，并将整改计划报上级主管部门。（2）企业应定期检查和督促各部门整改计划完成情况，对未完成和整改效果不好的部门进行考核。（3）企业在整改期内，每季度对整改计划完成情况进行总结，对整改内容进行风险分析，必要时，应下发补充整改计划，确保实现闭环管理。 6.3.4专家组复查（1）一般在查评后半年至一年内，由原专家组进行复查。（2）专家组复查时，企业应向专家组提供整改情况总结，总结应包括完成率、部分完成率、综合整改率、未完成率和得分情况。完成率＝（已经全部完成的项目/应整改的项目）×100％部分完成率＝（部分完成的项目/应整改的项目）×100％综合整改率＝完成率＋部分完成率未完成率＝（未完成项目/应整改的项目）×100％部分完成的项目指：项目已经开工但尚未完成的；项目准备工作已经就绪，但所需备品、材料没有到货的；项目准备工作就绪，备品、材料已到货，等待安排检修的。（3）专家复查方法和初次查评时一样，但查评时间和查评人数可相对减少。（4）专家复评原则安全性评价专家复评实行专家组长负责制，专家组长对公司负责，专家组成员对专家组长负责。（5）专家复评采取整改评价与现状查评相结合的方式进行。 ①整改评价整改评价主要是核实上一年专家查评出问题的整改情况。在整改工作中，各单位应对查评出的问题举一反三进行整改，凡是在其他机组出现的类似问题也应整改，否则视为未整改。 ②现状查评现状查评就是对各厂的安全生产现状进行查评。现状查评评价期为上次专家查评结束后至本次复评开始前的时间。现状查评分两个阶段：第一个阶段为现状查评期，从专家复评进厂开始到离厂结束为第一阶段。（查评期的工作要求与专家初次查评时相同，但不公布查评得分）。第二个阶段为问题澄清期（第一阶段结束后两个月为问题澄清期）。在澄清期，企业有一次澄清问题的机会，企业向公司提出澄清问题的申请，公司根据申请，组织部分专家对提出申请单位进行核查，对现状查评期得分率进行修正，若过期不申请，则以现状查评期得分率作为最终得分率。综合整改率＝完成率＋部分完成率；完成率＝（已经全部完成的项目数/应整改的项目数）×100％；部分完成率＝（部分完成的项目数/应整改的项目数）×100％；未完成率＝（未完成的项目数/应整改的项目数）×100％；应整改的项目数：本次研讨会确定的各厂应整改的项目数。部分完成的项目数：项目整改已经开工但尚未完成的；项目整改准备工作已经就绪，但所需备品、材料没有到货的；项目整改准备工作就绪，备品、材料已到货，等待安排检修的；问题已列入大小修计划，且计划已被批准，等待计划检修的。（6）复查结束后，专家组应提出正式的复查报告。报告格式见附录六。 6.4 查评方法和扣分标准 6.4.1 查评方法（1）现场检查：检查系统、设备、运行参数、缺陷、记录等。（2）查阅和分析资料：评价年度内的有关运行报表、缺陷记录、技术资料、设备台帐、检修记录、安全管理的有关记录和文件等。根据项目的需要全部查阅或部分抽查。（3）现场考问：根据项目要求，考问有关人员。（4）实物检查或抽样检查：一般用于危险作业的安全工器具、手持电动工具、起重工器具和安全防护用具等。自查时对实物要100％查评；专家查评时100个以上按10％抽查；100～10个抽查10个样品；10个以下全部查评。（5）仪表指示观测和分析：运行设备实测为准。（6）调查和询问：相关部门、班组了解情况、查阅资料。（7）现场试验或测试：对有些工器具、绝缘工具、消防设备等现场试验、测试。 6.4.2 扣分标准（1）一般情况下，以扣本项标准分为准。对少数重要项目存在问题特别严重的除扣本项标准分外还要加扣母项分值的部分或全部。（2）由于客观原因造成部分项目不能查评的，可从总分中扣减相应项目的标准分。扣减情况应在查评报告中说明。（3）各项目评价结果采用相对得分率来衡量被评价系统的安全性。相对得分率＝（实得分/应得分）×100％。 7、开展安全性评价的关键: 7.1 领导重视安全性评价工作量大、时间长，涉及发电企业安全管理、设备管理、运行管理、技术监督、防火、防汛、教育培训、交通安全等各方面的工作，必须充分发动广大职工参与，因此，安全第一责任人必须高度重视，相关部门通力合作，评价工作才能取得实效。 7.2 认真自查自我查评是专家查评的基础，是评价取得实效的关键步骤，也是对广大职工进行安全、业务培训的过程。 7.3 选好专家查评组专家的水平和客观公正性是安全性评价的关键。专家应具备一定的素质：（1）熟悉专业技术和生产情况；（2）熟悉与本专业有关的法规、规程、标准和反事故措施；（3）掌握安全性评价的方法和内容；（4）坚持原则、实事求是、客观公正、不讲情面；（5）身体健康，有较强的综合分析能力和文字表达能力。 7.4 贵在真实安全性评价必须反映一个风电企业安全基础的真实情况，失去真实性就失去了安全性评价的全部意义。因此查评人员和被评价单位领导都要打消顾虑，以正常的心态，保证评价结果的真实性。 7.5 重在整改安全性评价的最终目的是超前发现危险隐患，防止事故发生，夯实安全基础，提高安全水平，必须抓好整改才能使评价真正取得实效。“对于安评中发现的问题，无论是管理还是设备方面的问题，都要认真地加以分析和研究，确定整改方案，制定实施计划；凡是列入整改计划的项目，都必须保质、保量地按时完成”。 8.引用文献及标准（1）风力发电场项目可行性研究报告编制规程（DL/T 5067-1996）（2）（电力变压器运行规程）DL/T572-2010 （3）风力发电场项目建设工程验收规程（DL/T 5191-2004）（4）《安全生产工作规定》（中国华电生制[2011]113号）（5）《仓库防火安全管理规则》公安部令第六号（1990）（6）《电力电缆运行规程》电生制度第53号（1979）（7）《电力建设施工质量验收及评定规程》（土建工程）DL/T 5210.1－2005）（8）《电力企事业单位抗震防灾工作规定》（1991）（9）《电业安全工作规程》（中国华电生【2010】611号）（10）《电业安全事故调查规程》中国华电生【2010】576号（11）风力发电机组装配和安装规范（GB/T 19568-2004）（12）《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发［2000］589号）（13）《风力发电机组规范》（中国船级社2008）（14）《工业设备抗震鉴定标准》（国基建抗字539号文）（15）国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》Q/GDW21-2008 （16）《中国华电集团安全工器具管理规定（A版）》（中国华电生 [2007]627号）（17）《中国华电集团防汛管理颁发》（中国华电集团生[2007]200号）（18）《风力发电场安全规程》DL/T796-2001 （19）《预防110-500kV变压器（电抗器）事故措施》（发输电输[2002]158号文附件）（20）《中华人民共和国防汛条例》（国务院86号令-2005）（21）《风力发电场设计技术规范》DL/T2383-2007 （22）《风力发电厂设计技术规程》DL/T5000-1994 （23）《风力发电厂设计技术规程（热工自动化部分）》 DL/T5000-2000 （24）《电力工程地基处理技术规程》DL/T5024-2005 （25）《电力设备典型消防规程》DL/T5027-1993 （26）《发电厂、变电所直流系统设计技术规定》DL/T5044-1995 （27）《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004 （28）《变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T5149-2001 （29）《风力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002 （30）《电力调度自动化运行管理规程》DL/T516-2006 （31）《风力发电场项目工程验收规程》DL/T5191-2004 （32）《风力发电工程施工组织设计规范》DL/T5384-2007 （33）《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》DL/T584-2007 （34《微机继电保护装置运行管理规程》）DL/T587-2007 （34）《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996 （35）《风力发电场运行规程》）DL/T666-1999 （36）《电力系统用蓄电池直流电源装置与维护技术规程》DL/T724-2000 （37）《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》DL/T724-2000 （39）《架空送电线路运行规程》 DL/T741-2001 （40）《风力发电场检修规程》DL/T797-2001 （41）《电力变压器检修导则》DL/T573-2001 （42）《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995-2006 （43）《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 (GB/T7252-2001) （44）《风电场工程等级划分及设计安全标准》FD002-2007 （45）《风力发电机组地基基础设计规定》FD003-2007 （46）《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB/T14285-2006 （47）《高压风电场集电线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》GB/T16434-1996 （48）《风电场接入电力系统技术规定》 GB/Z19963-2005 （49）《生产过程安全卫生要求总则》 GB12801-1991 （50）《手持式电动工具的管理、使用、检查和维修安全技术规程》GB3787-1993 （51）《工业企业厂内运输安全规程》GB4387-1984 （52）《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》）GB50171-1992 （53）《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB50202-2002 （54）《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204-2002 （55）《特种作业人员安全技术考核管理规则》GB5306-1985 （56）《建筑设计防火规范》GBJ16-1995 （57）《中华人民共和国国家计量检定规程-电流表、电压表、功率表及电阻表》JJG124-1993 （58）《电测量指示仪表检验规程》SD110-1983 （59）《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》SDJ26-1989 （60）《风力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》DLGJ-1991 （61）《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》（国家电网生技【2005】）（62）《电力系统电瓷外绝缘防污闪技术管理规定》（国家1993]45号）（63）《国家电网公司风电场接入电网技术规定》（国家电网发展【2009】327号）（64）《国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定（国家电网发展【2009】327号）（65）电力系统安全稳定导则（DL 755-2001）（66）电力系统电压和无功技术导则（SD 325-1989）（67）风力发电机组电能质量测量和评估方法（GB/T 20320 一2006）华电集团风电安全性评价编写组二〇一一年四月继电保护装置制动2.3.5风机台账管理…………………………………………52 2.3.6风电场有功功率 ……………………………………52 2.3.7风电场无功功率………………………………………52 2.3.8风电场电压范围………………………………………53 2.3.9风电场低电压穿越……………………………………53 2.3.10风电场电能质量 ……………………………………54 第一部分输变电设备序号评价项目标准分查证方法扣分条款扣分标准扣分查评依据备注色谱分析不合格未对色谱分析中不合格项的原因进行分析和采取措施微水或含气量超标未对微水或含气量超标的原因进行分析和采取措施超周期未试验任一项试验不合格（包括变压器油的抗电强度、220kV及以上电压等级变压器油的90℃下tgδ值等） 13.1.2、13.1.3 超试验周期其他情况绝缘电阻、吸收比、极化指数和泄漏电流、线圈直流电阻、套管的tgδ值和电容量、局部放电量、绕组变形试验等，任一项值超出标准或突然变化大而未处理试验结果在合格范围内，但与上次试验结果相比，有明显异常时未查明原因项目不全超试验周期变压器在遭受近区发生短路后，未做绕组变形测试而投运其他情况上层油温超出规定值 1、《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010）温度计未按规定进行定期校准 8000kVA及以上变压器无远方测温装置 800kVA及以上油浸式和630kVA及以上干式变压器未按规定将信号温度计接远方信号测温装置未定期校验其他情况油箱、潜油泵或其他部件存在局部过热现象《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》（国家电网生技【2005】未每年至少进行一次红外成像测温测试无记录或记录不全其他情况套管引线接头存在过热现象而未处理《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》（国家电网生技【2005】400号）第9.8.4条 2、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）第20.2.8条 3、《发电企业生产典型事故预防措施》（中国华电集团公司编著2009年第一版）第22.10.4条未每年至少进行一次红外成像测温，测试无记录其他情况存在渗、漏油点高压套管或储油柜油位不在正常范围内运行规程未规定冷却装置自动投退的条件 1、《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010）第3.1.4条 2、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》（国家电网生技【2005】400号）第9.5条 3、《发电企业生产典型事故预防措施》（中国华电集团编著2009年9月第一版）第18.5.2（4）条冷却系统未设两路独立电源两路独立电源不能自动切换未定期进行自动切换试验其他情况线圈绕组存在轻微变形，不影响安全运行线圈绕组存在严重变形 1、《电力变压器检修导则》（DL/T 573-2010）第11.2、11.3、11.4条铁芯、铁轭存在多点接地绝缘脆化，呈深褐色，未处理线圈绕组绝缘已严重脆化，呈黑褐色，未处理存在其他严重问题其他情况有载开关油室内绝缘油无定期取样试验（若变压器有载分接开关运行中能取到油室油样而未按规定定期进行取样试验，应扣分。不能取样的，不予扣分）《电力变压器运行规程》（DL/T572-2010）有载分接开关室内绝缘油未按规定更换有载开关的油与变压器油之间存在渗漏现象分接开关接触不良或有载开关及操动机构存在缺陷有其他重要缺陷有载调压分接开关的检查试验项目不全分接开关超期检修（分接开关检修随变压器大修进行）其他情况冷却系统有缺陷而未消除者潜油泵不符合反措要求水冷却方式存在油压小于水压现象其他情况 8000kVA及以上变压器未采用胶囊、隔膜或未采用波纹式金属膨胀器将变压器油与大气隔离或隔离装置存在严重缺陷（如胶囊破裂）其他情况呼吸器阻塞或呼吸器的油封无油 1、硅胶变色而未更换者压力释放阀未定期校验（压力释放器应在变压器本体吊罩大修时进行校验）其他情况 110kV及以上变压器（含套管）未采用真空注油 2、《发电企业设备检修导则》（DL/T 838-2003）表A.9 真空注油工艺存在问题未经过上级主管部门、技术监督部门和制造厂家一起书面确认变压器可不进行大修而检修超周期（主变、联变等大型变压器经过上级主管部门和技术监督部门书面确认，变压器可延长大修周期，不扣分。其他运行正常的变压器经综合诊断良好，根据有关规定，由总工批准可延长大修周期，不扣分）检修项目不全其他情况变压器未按容量规定要求装设水喷雾或其他类型的固定灭火装置水喷雾灭火装置存在漏水现象灭火装置未进行定期试验其他情况箱变、杆架式、台屋式变压器基础部符合要求（）第3.0.5、4.1.2、8.0.1条 4、风力发电机组地基基础设计规定》（FD003—2007）第5.0.6、5.0.7、5.0.11、8.1.1、8.1.2、8.1.3、8.1.5、8.1.6、10.1.1-10.1.4条外露式变压器是否设有牢固的、安全净距离及高度均满足要求的围栏灭火装置未进行定期试验各部件如油箱、油泵负压区、套管等存在渗、漏油点变压器油温、油色不正常设备过电压保护装置、定值不符合规程要求 1、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T 620-9977）第7.1条 2、《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-1996）第19条 3、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第17.1、17.6、17.7、17.8条 4、《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997）第6.2条保护用避雷器、接地装置未按规程进行交接试验安装不牢固电气连接接触不紧密，不同金属连接无过渡措施瓷件表面不光洁，有裂纹、破损等现象充油设备有渗漏油情况未按规定对设备进行测试主要测试项目存在漏项、超期、超标等情况查不到电瓷外绝缘（包括变压器套管、断路器断口及均压电容）爬电比距爬电比距未做到全部符合规定，又无采取防污闪措施（涂RTV等措施或加强清扫）其他情况 ①电瓷绝缘未按地区污秽严重程度做到每年清扫检查1-2次（包括母线绝缘子、隔离开关支柱绝缘子） ②电瓷绝缘子不符合反措要求或存在严重问题（如：瓷瓶裂纹、破损、有制造质量问题等严重隐患） ③悬式绝缘子串未按规定摇测绝缘或检测零值水泥架构存在龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷水泥架构存在严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷架构存在严重威胁安全运行的缺陷未采取措施架构腐蚀其他情况未根据实际安装地点的短路容量核算断路器容量断路器的容量和性能（包括限流电抗器）不满足短路容量要求而未采取必要措施断路器切空载线路能力不符合要求其他情况国产户外油断路器未采取防雨密封措施（如加装防雨帽等措施）或措施不完善漏油严重轻微渗油其他情况断路器超期6个月以上或存在漏试项目断路器的重要试验项目超期6个月以内任一台断路器试验结果不合格未采取可靠措施其他情况断路器重要反措项目未落实 2、《高压开修后仍存在缺陷检修项目漏项因检修项目漏项造成断路器在检修周期内发生故障断路器超周期或故障切断次数超限未检修（经过诊断，且主管部门批准延期者除外）其它情况断路器存在严重缺陷运行（如：油压、气压异常，触头严重发热、严重漏油，SF6系统泄漏、液压机构频繁打压等）存在严重威胁升压站或厂用系统安全运行的缺陷反措未落实（如：防慢分措施不落实3～10kV小车开关柜绝缘距离不够，绝缘隔板材质不良，柜间未实现密封、6～10kV母线未加装护套等）其他情况 1.1.5 无功补偿设备 100 风电场升压站无无功补偿设备（电网允许的除外）未按规定正常投运交接试验项目不齐全、不合格电容器组内部故障、过负荷、外部接线短路及系统异常运行保护配置不完善电容器组在运行中存在滲、漏油和鼓肚现象电容器的接头存在过热现象电容器组放电装置存在缺陷电容器、串联电抗器、放电装置外绝缘泄漏比距不符合要求电容器组未使用无重燃开关，如果用真空开关未按设计规范选型电容器组防火措施不符合规定无功补偿设备台帐、有关图纸、技术资料不齐全；电容器组的运行故障没有记录与分析交接试验项目不齐全、不合格设备容量未满足最大负荷要求，电抗器引线接头存在过热现象充油电抗器油温及温升存在异常情况充油电抗器套管、储油柜油位不正常、不清晰；套管及本体有渗油现象充油电抗器防火措施不符合规定预防性试验超期或存在超标项目 1、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发 [2000]589号第1.1.11条 2、《电力电缆运行规程》（1979）第五章 1、《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》（SDJ 26一1989）2、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发 [2000]589号）第《发电厂和变电所照明设计技术规定》（SDGJ 56-1983）集电线路的预防性试验和交接试验不合格，有缺陷未制定年度绝缘监督工作计划、预防性试验计划、消除绝缘缺陷的检修计划、大修试验计划等集电线路绝缘子的爬电比距不满足相应污秽等级的要求未按规定要求，定期测试线路盐密值，并做好记录集电线路绝缘子未按规定进行清扫，并未按规定周期检测绝缘或零值检测集电线路的过电压保护不满足相应规程要求图纸、资料不全线路设备技术性能（杆塔及基础、导地线、绝缘子、金具、线夹、连接器、拉线、接地装置以及线路防护区、巡线通道，标志等）不符合运行标准，存在严重缺陷风电场集电线路相间、对地、交叉跨越距离不符合规范；导线弧垂不符合设计要求；拉线受力不正常未制定风电场集电线路巡视制度，或制度执行不严格、或巡视无记录、记录不全无事故巡线（线路跳闸巡线）规定和抢修无记录厂用电无备用电源，或电源不符合要求风力发电场设计技术规范》（DL/T 2383-2007）系统接线存在造成非同期并列或扩大事故范围的隐患系统接线存在其他重大隐患风电场无厂用电源定期切换制度，或无定期切换相关记录厂用配电系统的设备存在威胁安全运行的重要缺陷备用电源自投装置不能正常运行或存在严重缺陷定期试验未按规定进行，试验项目不全或记录不完整风电场未配备不间断电源（UPS）电源装置不满足生产现场使用要求装置屏柜未接地或接地不良装置屏柜未做防火封堵或封堵不全或不严不间断电源（UPS）无设备调试报告或无相关试验报告

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