（二）设备存在的主要问题
        1、技术水平低、安全性差的老旧设备数量较多，健康状况堪忧。
        变压器：一是主网有3台薄绝缘变压器（220kV 1台，110kV 2台）在役，该类变压器运行时间长（三十年以上），设备状况差，匝间绝缘水平低，在过电压、短路等工况下匝间绝缘耐受能力差，易造成变压器突发性击穿短路和损坏；二是主网还有运行超过二十年的铝线圈变压器23台（220kV 1台，110kV 22台），该类变压器运行损耗大，线圈材质存在抗短路能力差的安全隐患，在出口短路和多次近区短路的冲击下，易造成设备损坏，且短期修复困难，运行可靠性较差；三是主网还有110kV及以上电压等级运行超过二十年的电流互感器430台，电压互感器153台，密封、绝缘逐步老化，渗漏油、介损超标等缺陷时有发生。
        开关设备：一是由于设备老化导致的非停、缺陷次数居高不下。2008年进行的断路器运行情况调研表明，90年之前、90-2000年、2000年以后投运的设备缺陷率分别为38.6次/百台·年、27.4次/百台·年、10.1次/百台·年，非停率分别为55.9次/百台·年、19.3次/百台·年、7.8次/百台·年，明显呈现出缺陷率、非停率随设备运行年限的增加而快速增长的趋势；二是部分制造厂早期生产的SF6断路器由于设计、工艺、材质等方面存在诸多问题，缺陷和非停率高出平均水平4-9倍，主要型号有沈开LW6-220H型断路器、平开LW7-220型断路器；三是运行时间超过十五年，技术落后的110kV及以上少油断路器还有近300台，该型设备结构复杂，检修周期短，维护工作量大，存在爬电比距不满足污秽等级要求、油耐压不合格、泄漏电流超标、并联电容介损超标、备品备件供应困难等问题，缺陷率高出平均水平近3倍，各单位普遍反映保证其安全可靠运行的难度较大；四是110kV及以上老旧隔离开关（二十年以上）数量还有340余组，该类设备均不满足国网完善化要求存在，普遍存在锈蚀严重，操作困难，发热缺陷较多等问题，给运行维护带来诸多困难，主要型号有GW4-110、GW5-110、GW7-220、GW16-220、GW20-220等。
        输电线路：运行20-30年以上的220kV线路有43 条，长度1223.8km，占220kV线路总长度的15.2%；运行30年以上的有37条，1624.4km，占220kV线路总长度的20.1%。二者合计占全省220kV线路总长度的35.3%。这些线路存在不同程度杆塔、架空地线腐蚀、锈蚀现象，导致杆塔、架空地线强度明显下降，抵御恶劣气象条件和外力破坏的能力不强。
        二次设备：部分保护设备运行年限较长，逼近甚至超过设备正常运行周期上限，从继电保护装置异常缺陷统计来看，老旧继电保护装置异常发生率明显偏高，应尽快更换超期服役的保护装置，提升继电保护装备水平。
        2、新投运设备问题较多，设备选型、监造、安装、验收等环节质量控制不严。
    主要表现一是设备制造质量不良，投运不久即事故不断。最近发生的钢都变套管爆炸事件、220kV木李线＃29江西萍乡瓷瓶闪络、去年发生的光谷变500kV GIS绝缘事故都反映出设备的制造质量低下的问题；二是施工、安装不规范，遗留问题处理不及时，使设备带病投运。去年光谷变220kV GIS由于母线连接未装限位销，导致运行一段时间在电动力作用下导体松脱，发生绝缘事故；最近220kV和体Ⅱ回线为赶工期，电缆的施工环境达不到要求，使#12井电缆头受潮发生击穿事故，都说明基建环节中存在的施工隐患而导致的设备事故在不断显现；三是交接验收环节把关不严。李家墩爆炸断路器充气压力与制造厂型式试验标称值不一致、线路施工遗留的树障、房障以及设备本体缺陷迟迟得不到处理等，这些现象都表明生产部门在交接验收中缺位、参与深度不够、整改措施落实不到位等不可忽视的问题。
        3、部分设备运行中隐患不断暴露，治理工作严重影响设备运行的可靠性。
        今年以来相继发现平开ZF6-126 GIS隔离开关屏蔽罩装配工艺不良产生松脱、湖开LW36-126型断路器由于灭弧是导向环装配工艺不良导致拒合、西瓷避雷器由于密封结构不良导致内部受潮爆炸、设备运行维护不到位、一二此设备未同步投产、部分变电站保护电源与控制电源未分开配置、直流电源配置中熔断器（空气断路器）级差配合不满足要求等重大设备隐患。通过对同类型设备的排查，提出治理方案，避免了同类设备事故的发生。但在进行处理过程中，需要进行大量的准备和停电工作，耗费了大量的人力物力，造成了某些设备可靠性指标的下降，表明我们在设备选用中存在技术门槛设置不合理，受价格因素影响较大，未综合考虑设备全寿命周期运行维护费用的高低。
        4、部分设备受环境、气候等外力影响较大。
        一是输电线路外破形势严峻。09上半年输电线路发生了12次外力破坏事件，导致线路强迫停运率较高，严重影响输电线路的安全运行和供电可靠性。外力破坏的主要原因是线路外部隐患不明、宣传力度不够，措施执行不力。二是自然灾害对线路的危害较大。09年1-6月共有12次，对线路影响最大的是覆冰、雷击、鸟害及局部强风等，导致自然灾害的主要原因是输电线路总体规划设计的深度不够、设计标准偏低，特别是近年的新建线路，受工期短、费用紧等因素影响，线路的勘测设计深度不够，沿线气象情况（雷电、强风、覆冰等）、外部环境（污源、鸟类活动等）收资不全，线路的多雷区、强风区、重冰区、重污区、易舞动区、鸟害频发区等特殊区段满足不了安全运行。其次是近年气象变化较大，恶劣气候增加，自然灾害频发，导致线路沿线落雷密度增大、覆冰厚度增加，线路雷害、冰灾频发。
        三、措施和建议
        1、加大老旧设备技术改造力度，及时消除设备老化造成的重大事故。
    对部分运行年限长，老化趋势明显的设备积极进行技术改造，以设备运行分析、隐患缺陷情况等为依据，综合考虑设备安装地点、负荷重要性等条件，以消除设备事故隐患为目的，加大投入，进行老旧输变电设备的技术改造，彻底消除老旧设备存在的事故隐患。
        2、加强设备的全过程管理，严把设备质量关，严禁选用缺陷故障较多的产品。
        一是强化各级生产人员在设备招评标、技术协议签订、监造和验收等前期环节的“话语权”和责任意识；二是对重要设备如变压器、GIS、断路器等实行全程监造，从源头杜绝不合格产品出厂，以保证新投运设备的质量；三是把好设备安装、交接验收关，设立设备安全运行保质期，在保质期内设备出现故障，严肃追究相关环节和人员责任；四是对事故、缺陷、非停次数较多的设备和制造厂进行重点排查，记录在案，及时与基建和招投标部门沟通，杜绝在新建、扩建或技术改造工程中选用该类设备。
        3、强化检修管理，提高检修质量。建立各类设备检修质量责任制，保证落实到人、奖罚分明，督导各单位按照省公司下发的标准化作业指导书和检修作业指导卡进行巡视和检修工作，合理编制大修工期，检修时间不宜压得过紧，不应以牺牲质量为代价来满足工期要求；按照国网公司“状态检修导则”的要求，避免“小病大修、无病也修、甚至修出毛病”，积极探索设备的状态检修，以达到重点进行设备安全状态评估，及时掌控设备状态，发现设备隐患，消除事故根源的目的。
        4、加强设备事故隐患排查力度，充分发挥技术监督在设备安全运行中的保障作用。
        一是加强设备运行维护和技术监督。按照年度重点反事故措施计划规定的周期对色谱分析存在异常的变压器进行跟踪监测和糠醛含量分析，防止局部过热引起绝缘强度下降导致绝缘击穿事故；针对今年以来GIS 设备故障、湖开断路器故障、液压机构和接点运行中暴露的问题，提出行之有效的解决措施，按计划、有步骤的落实；针对当前迎峰度夏高温、大负荷、恶劣天气多的特点，开展重载线路及多雷区、洪水冲刷区、易受外力破坏区等特殊区段的特巡工作；针对架空线路雷害故障居高不下的现象，开展架空线路雷击闪络调研分析，制订切实可行的措施，指导线路防雷工作，同时做好杆塔接地电阻周期性测量、地网定期开挖检查、放电间隙检查调整等维护工作，降低架空线路雷击故障跳闸率；二次方面开展变电站站用电源和设备直流电源配置专项清查，开展通信安全专项治理，加强二次设备运行维护和投运管理、要求二次设备一次此设备同步投产，加强设备的投运率和完好率；二是开展反措执行情况清查，使隐患专项整治落到实处。重点是近年各类反措执行情况的清理，各级单位通报的重点隐患设备的治理完成情况统计，如结合反措加强110kV及以上电压等级电缆设备管理力度，完善电缆防火设施，不同回路创造条件逐步形成物理隔离；对电缆沟及管井漏水点采取封堵措施，进行加固防水改造；保持电缆在沟、管、井呈水平状态，尽量利用空间提升与井底的距离，并结合雨后检查及时抽水；完善隧道监控系统和电缆及辅助设施防盗措施，逐步加装在线监测装置等新技术手段；三是加强对设备故障情况的分析和通报。对省内外各类设备发生的典型故障和存在的缺陷进行分析研究，提出处理意见和防范措施，及时下发给基层单位执行，避免类似事故的重复发生。