供电企业安全性评价内容包括三个方面，即生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理。
一、生产设备安全性评价
（一）火电设备
三、主变压器
（l）整体运行工况及技术状况。①变压器油温及温升是否存在异常情况：各冷却器是否有杂物封堵，温度相近，油温正常；油温较往常同一负荷和同一冷却温度下，是否有高出10℃及以上现象或负荷不变油温不断上升；风扇、油泵是否齐全完好，备用冷却器是否能正确投运。②油箱及其他部件是否存在局部过热现象：油箱表面温度是否分布均匀，局部过热点温升不超过80℃；各潜油泵温度是否相近，轴承部位无异常高温。③温度计、超温信号装置是否齐全，本体温度计、远方测温温度计指示与本体实际温度是否一致，超温信号是否准确可靠。④套管引线接头是否有发热征象，接头温度监视是否完善。⑤充油套管、储油柜的油面、油色是否正常，套管及本体有无渗漏油。⑤预防性试验（含绝缘油，500kV变压器含水量、含气量）中，是否有超标项目或试验数据超标缺陷尚未消除，是否超过了网、省局批准的期限。①500kV变压器运行电压是否超过了制造厂规定的最高允许电压。
（2）主要部件及附属设备保安、保护设备技术状况。①绕组、铁芯、压紧装置、内引线接头、调压开关、套管和冷却系统等是否存在重要缺陷。②套管防漏雨密封措施是否良好。③套管爬距是否符合所处地区污秽等级要求，是否采取了防污闪措施。④新装或大修后的变压器（含套管）是否按规定进行真空注油。⑤变压器是否按要求采用胶囊、隔膜或充氮保护。⑥净油器是否正常投入，呼吸器维护情况是否良好。⑦有载调压装置是否存在缺陷，是否按制造厂规定的动作次数进行检修和更换绝缘油。⑧瓦斯保护：气体继电容及瓦斯保护中间端子盒防水措施是否良好；现场是否配置合格的瓦斯取气用具，值班人员是否熟知取气方法。②发生过出口或近区短路的110kV及以上变压器（尤其是铝线圈结构），是否进行必要的试验和检查。10. 变压器防火措施是否符合规定，储油坑及排油管道是否保持良好状态，达到不积水、不积油和无杂物。
（3）技术资料：①主要技术资料如出厂安装使用说明书、产品合格证书、出厂试验记录、有载分接开关安装使用说明书及出厂试验记录、压力释放阀、防爆膜出厂试验记录、潜油泵安装使用说明书等，是否齐全。③试验报告及大修记录（报告）及主要内容是否齐全：大修记录主要内容是否具有放、注油时间，芯子暴露的环境，环境温度、湿度、时间，内部部件检查和试验记录，有截调压装置检查和试验记录，注油真空度（含套管和有载装置），抽真空时间，注油速度，注油后静止时间等；试验报告中是否有新安装和最近一次大修后及最近一次周期性电气试验、油化验、油色谱分析的报告。
2. 高压配电装置
（1）屋外高压配电装置电瓷外绝缘爬距配置是否符合所处地区污秽等级的要求，是否采取了防污闪措施（包括清扫）。
（2）配电装置各类接头及断路器、隔离开关触头是否有发热征象，接头温度监视是否完善，各类设备容量能否满足最大负荷要求。
（3）变电站各级电压的短路容量是否控制在合理范围，导体和电器是否满足动、热稳定校验要求。
（4）母线及架构。①多元件支柱绝缘子和悬式绝缘子串是否按规定摇测绝缘或检测零值绝缘子。②水泥架构（含独立避雷针）有无严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷，钢架构及金具有无严重锈蚀。
（5）户内外高压开关设备。①断路器遮断容量和性能是否满足安装地点短路容量要求，允许不检修切故障次数是否有明确规定，在达到切故障次数后能否及时检修。②国产的户外断路器是否采取了可靠的防雨密封措施。③油断路器本体及液压机构有无漏油，空气断路器本体及贮气筒有无漏气。SF6气体检漏周期是否符合规定，室内有SF6断路器的变电站运行安全防护措施是否符合规定。④预防性试验中是否有超标项目，是否有超过了批准的期限
（含SF6水分含量测定及SF6气体系统检漏）。⑤高压断路器、隔离开关大修项目是否齐全无漏项，是否超过了规定的大修周期。⑤配电室门窗（孔洞）、电缆进入配电室孔洞是否封闭严密，无小动物进入的可能。①国电公司规定应淘汰的断路器是否全部淘汰，明确应改造的小车开关柜是否全部进行了改造，或安排了更新改造计划并落到实处。③是否按规定采取开关防慢分措施。②各类断路器、隔离开关的安装使用说明书是否齐全。
（6）“四小器”（电压互感器、电流互感器、避雷器和耦合电容器）。①110kV及以上国产户外外电压、电流互感器是否采取可靠的防雨密封措施。②110kV及以上磁吹避雷器、金属氧化物避雷器是否按规定在运行中测量电导电流或泄漏电流。③35kV及以上“四小器”的
预防性试验是否有超标项目，试验是否超过了规定周期。④“四小器”瓷套管是否有裂纹，互感器是否有漏油现象，耦合电容器是否有渗油现象。⑤现场安装的35kV及以上“四小器” 厂家安装使用说明书是否齐全。
（7）防误操作闭锁装置。①户外35kV及以上配电装置是否全部实现“四防”（不含防止误入带电间隔），各单元闭锁装置功能是否可靠。②户内高压配电装置是否全部实现了“五防”[防止带负荷拉合隔离开关或手车一次插头；防止误分合断路器；防止带电挂地线（合接地开关）；防止带地线（接地开关）合隔离开关或手车一次插头或合断路器；防止误入高压带电间隔，各单元闭锁装置功能是否可靠]。③防误闭锁装置是否有单独的电源系统（与继电保护、控制回路的电源分开）。④闭锁装置的维护责任制是否明确，维护状况是否良好。⑤解锁钥匙或备用钥匙管理是否严格，评价期内是否发生过强行解锁误操作事故。
（8）过电压保护及接地装置。①避雷针（线）的防直击雷保护范围是否满足被保护设备、设施和建筑物的要求。②110kV及以上主变压器中性点过电压保护是否完善。③各处避雷器配置、选型是否正确，防雷设施在雷雨季节是否全部投入。④中性点非直接接地系统按规定装设消弧线圈是否已装设，补偿方式及调整的脱谐度是否符合要求。⑤主系统是否存在铁磁谐振过电压隐患，是否采取防范措施。⑥接地装置（含独立避雷针）的接地电阻是否按规定周期进行测试，接地电阻是否合格，接地引下线与接地网的连接情况是否按规定周期进行检查，运行10年以上（或按网、省公司规定年限）或腐蚀严重地区的接地网腐蚀情况是否进行了抽样开挖检查。⑦接地装置地线截面能否满足热稳定校验要求。热稳定校验规定：大电流接地系统，取系统最大运行方式下，母线发生单相短路时流过接地线的短路电流稳定值为校验电流，取主保护后备一段保护时间为等效持续时间（0.7s）；小电流接地系统，取系统最大运行方式下，三相短路时流过接地线的短路电流的稳定值为校验电流，取后备保护时间为等效持续时间（3.5s）。
（9）设备编号、标志及其他安全设施。①户外高压断路器是否装有双重名称（设备或线路名称、调度编号）的编号和路名牌，隔离开关（含接地开关）是否装有调度编号牌，各编号牌是否安装牢固，字迹清晰。②户内高压配电装置各间隔（开关柜）前后是否均有双重名称编号牌，隔离开关是否均有调度编号牌。③常设警告牌如户外架构上的“禁止攀登、高压危险”，户内外间隔门上的“止步、高压危险”等，是否齐全清晰。④带电部分的固定遮拦尺寸、安全距离，是否符合要求，是否牢固、齐全、完整、关严、上锁。⑤控制和仪表盘上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、二次回路压板、端子排名称是否齐全清晰。⑤一次模拟图是否完善，与实际运行方式是否相符。
3. 直流系统
（l）直流系统运行工况。①直流母线电压是否保持在规定范围内。 直流系统对地绝缘是否良好。③蓄电池电解液比重、液位、室温是否处于正常范围。④蓄电池极板有无弯曲、脱落、硫化、极柱腐蚀等不正常情况，碱性蓄电池有无爬碱现象，蓄电池外壳是否整洁干燥。⑤浮充运行的每个蓄电池电压是否保持在规定值。（按制造厂的使用维护说明书规定，无说明书时控制范围应为：铅酸蓄电池，2.15~2.18V；免维护铅酸蓄电池，2.25~2.3V；高倍率镉镍蓄电池，
1.36~1.40V）。⑤蓄电池是否按规定周期进行核对性放电或全容量放电，是否能在规定的终止电压下分别放出蓄电池额定容量的50％和80％，并按规定进行均衡充电。①蓄电池组中不浮充运行的补助电池是否定期（半个月~l个月）进行充电。充电装置技术性能是否定期进行全面校验，技术状况是否良好，稳压、稳流功能是否正常，精度、纹波系数能否满足要求，限流功能是否正常（用于免维护电池），整流器温度是否超过说明书规定，内部是否清洁，各部接触良好，无异常响声。
（2）监测与维护。①全部蓄电池单体电压、比重的测量是否每月一次，典型（领示）电池单体电压、比重的测量是否每周一次，蓄电池组浮充电压、浮充电流（有条件时）的测量是否每日一次，能否定期测量，测量准确性是否能够保证。②监测蓄电池运行参数的仪表是否定期校验，准确度是否合格。
（3）保安措施。①直流系统各级保险定值是否有专人管理，能否定期检查核对，是否满足选择性动作要求。②各种盘柜上的直流开关、刀闸、熔断器有无设备或回路名称和熔件额定电流的标志。③枢纽变电站控制、保护、信号电源是否由两组母线供电，110kV及以上装有母差保护的母联断路器的控制、保护、信号电源是否由母线经单独的熔断器供电。④变电站内是否备有现场需用的一定数量的（各种不少于2只）各种形式、容量的熔件，熔断器额定电流有无明显标志。⑤事故照明及切换装置是否正常，是否定期进行切换试验。⑥酸性蓄电池室防火措施是否符合规定。
（4）技术资料。①初充电记录是否完整，初充电程序是否符合厂家规定。②专业班（阻）及变电站直流设备档案和运行维修记录是否齐全：设备档案内容包括设备台账、设备原理图、接线图、技术说明书或使用维护说明书、直流原理图、网络图、直流熔断器一览表；运行维护记录内容是否有蓄电池浮充电压、浮充电流记录，单体蓄电池电压、比重测试量记录，补充充电、均衡充电记录，定期放电记录，维护检修记录等。
4. 继电保护及自动装置
（1）主变压器、母线、断路器失灵、非全相、500kV电抗器和110kV及以上线路保护和自动装置的配置是否符合规定，并能正常投入运行，是否全面落实反事故措施要求。
（2）主变压器、母线、断路器失灵、非全相、500kV电抗器和110kV及以上线路保护和自动装置以及其他重要的复杂的保护是否符合现场运行规程，运行人员是否掌握。
（3）新投入或经更改的电压、电流回路是否按规定检查二次回路接线的正确性，电压互感器是否进行了定相，各保护盘和仪表盘的电压回路是否均已定相，单元保护经电压切换后的回路是否进行了定相。
（4）新投入或更改二次回路后，差动保护是否在投运前测量相量、差电压或差电流，带方向的保护、距离保护在投运前是否测量动作保护区。所有差动保护如母线、变压器、纵差、横差等，在投运前，除测定相回路及差回路电流外，是否已测各中性线的不平衡电流。
（5）需定期测试技术参数的保护如高频保护，是否按规定进行了测试，并且记录齐全正确。
（6）故障录波器、故障测距装置、故障顺序记录仪、设备自投、低频低压减载解列等装置是否正常投入，工作情况是否良好。
（7）保护盘柜及盘柜上的继电器、压板、试验端子、熔断器、端子排等，是否符合安全要求，其名称、标志是否齐全清晰，室外保护端子箱是否整洁严密。
（8）继电保护定值变更是否认真执行定值通知单制度，各保护定值与定值单是否相符。
（9）继电保护机构是否根据运行部门编制的各种运行方式图，编制继电保护及自动装置整定方案，并且审批手续符合要求。遇有运行方式较大变化或重要设备变更是否及时修订继电保护整定方案，并且全面落实。
（10）是否按期编制继电保护和自动装置年度检验计划，是否按《继电保护及电网安全自动装置检验条例》规定和年度检验计划，对主变压器、母线、断路器失灵、非全相、500kV电抗器和110kV及以上线路保护装置进行定期检验，检验项目是否齐全，检验报告是否完整。
（11）复杂保护装置是否有厂家或网、省局编制或批准的检验规程。
（12）继电保护班组及变电站是否备有符合实际的继电保护原理接线图、展开图和端子排图。
（13）保护正确动作率是否达到上级要求，是否存在原因不明的继电保护不正确动作事故。
5. 无功补偿设备
（l）变电站无功补偿设备配置是否符合规定，是否按规定正常投运。
（2）调相机。①运行中调相机各部位的温度或温升是否有异常情况。②轴承振动是否超标。③定子电压调整控制情况是否良好，三相电压是否平衡。④滑环和整流子表面火花是否严重。⑤保护和测量装置是否正常投入，功能是否良好。⑥冷却系统、油系统及其他主要部件是否存在重要缺陷。⑦预防性试验是否超过规定周期，是否存在超标现象（含透平油）。⑧大、小修是否超过规定的周期，检修报告是否完整。
（3）电力电容器。①单台电容器的熔断器是否齐全，熔断特性是否符合要求（Ird＝1.5~2.0Icc）。②电容器组内部故障、过负荷、外部接线短路及系统异常运行，保护配置是否完善，并投入运行。③运行中，是否有漏油、鼓肚的电容器。④电容器组放电装置是否完好。⑤电容器组防火措施是否符合规定。⑥串联电抗器电抗值是否满足限制涌流和高次谐波要求。
6. 电抗器和阻波器
（1）电抗器：①户外电抗器电瓷外绝缘（含支持绝缘子）爬距是否符合所处污秽地区等级要求，是否采取了防污闪措施。②电抗器引线接头是否有发热征象，设备容量能否满足最大负荷要求。③预防性试验（含绝缘油色谱）有无超期超标项目。④充油电抗器油温及温升是否存在异常情况。⑤充油电抗器套管、储油柜油位是否正常、清晰，套管及本体有无渗漏油现象。⑤充油电抗器防火措施是否符合规定。
（2）阻波器：①阻波器导线有无断股，接头是否发热，销子、螺丝是否齐全牢固。②阻波器安装是否牢固，有无防摇摆措施，与架构的距离是否符合要求。③阻波器是否挂搭异物，架构有无变形。
7. 站用电系统
（l）枢纽变电站、容量在60MVA及以上的变电站、装有水冷或强油风冷主变压器的变电站、装有调相机的变站电是否设有两台站用变压器，能够自动切换并定期进行切换试验。
（2）采用整流电源操作的变电站是否设置了两台站用变压器，分别接在不同电压等级的电源上，并且装有备用电源自投装置。
（3）站用电容量、电缆截面在变电站扩建后是否进行校验，满足最大负荷要求。
（4）检修电源及生活用电回路是否装设合格的漏电保安器。
（二）电缆及电缆构筑物
（l）运行单位是否备有全部电力和控制电缆清册，清册内容是否有每根电缆的编号、起止点、型式、电压、芯数、截面、长度等，是否备有电缆线路路径图或电缆布线图。
