输变电设备缺陷分级.docx

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输变电设备缺陷分级

输变电设备缺陷管理规定

1总则

1.1为了加强我省输变电设备的运行、检修管理，规范设备的缺陷定义与分类，及时跟踪并消除设备存在的缺陷，提高设备的健康运行水平，特制定本规定。

1.2本规定适用于福建省电力有限公司（以下简称省公司）所属发供电企业、县级供电企业的输变电设备（含部分二次设备及辅助设施）缺陷管理,对配电网络设备和水电厂的发电设备缺陷管理可参照本规定执行。

1.3各单位应依据本规定修订自己的缺陷管理规度，确保设备缺陷实现闭环管理。

1.4在本规定颁发生效时，原先省公司颁发的有关输变电设备的缺陷管理规定及缺陷分类标准同时作废。

2缺陷的定义及分类

2.1缺陷

缺陷是指电气设备及其相应的辅助设备在运行及备用时，出现影响电网安全运行或设备健康水平的一切异常现象。

2.2设备缺陷的分类

设备缺陷按其对电网安全运行的威胁程度和设备健康状况分为四类,即：

Ⅰ类设备缺陷、Ⅱ类设备缺陷、Ⅲ类设备缺陷、Ⅳ类设备缺陷。

2.2.1Ⅰ类设备缺陷：

指严重程度已经危及人身或设备安全，随时可能导致事故的发生，必须立即消除或安排检修，以及采取必要的安全、技术措施的设备缺陷。

2.2.2Ⅱ类设备缺陷：

指缺陷比较严重，在短期内虽不会使设备发生事故或威胁人身和设备安全，但需在近期内安排消除或消除前应加强监视、跟踪的设备缺陷。

2.2.3Ⅲ类设备缺陷：

指设备部件伤损或缺少应有的附属装置，近期对设备安全、经济运行影响不大的，需结合计划检修、临时停运或不需停电进行处理的设备缺陷，但该类缺陷必须在规定的时间内完成。

2.2.4Ⅳ类设备缺陷：

指缺陷比较轻微，不影响设备的安全运行和供电能力，且在较长时间（指一个小修周期内）不会有明显加剧或恶化的需安排停电处理的缺陷，该类缺陷经本单位批准可延期结合停电处理，但必须在设备的一个小修周期内完成。

2.3对施工或设备制造等遗留的不符合国家和上级机关颁布的有关标准，现运行中无法进行更改和处理的，且不影响设备性能的缺陷，在采取了必要的技术措施或管理措施后，能确保其不影响人身、电网、设备安全的，报经单位分管生产领导或总工程师确认签字，可不统计为缺陷。

3缺陷管理职责分工

3.1设备缺陷由各发供电企业生产技术管理部门归口管理，在生技和运行、检修部门均应设置专职或兼职的设备缺陷管理人员。

3.2运行部门职责

3.2.1负责及时发现设备在运行和备用中发生的缺陷，如实做好设备缺陷的记录、分类、审核、填报，并做好设备消缺记录的填报及缺陷消除后的验收工作；

3.2.2对未按时消除的设备缺陷负责进行跟踪。

3.3检修部门职责

3.3.1负责采取措施及时消除设备存在的各类缺陷；

3.3.2负责加强设备检修管理，并对消缺质量负责；

3.3.3负责做好每季度设备缺陷的统计分析；

3.3.4对未消除的设备缺陷进行跟踪、落实；

3.3.5按时制定设备的消缺计划。

3．4基建部门职责

负责对所辖基本建设项目施工遗留缺陷消除（缺）的监督、落实工作，新建项目应力争做到“零缺陷”移交生产。

3.5生产技术管理部门职责

3.5.1负责监督、落实设备缺陷的处理，并对其消缺质量进行考核；

3.5.2负责核查或审批设备缺陷的分类；

3.5.3负责检查、督促检修部门及时安排设备缺陷处理，以及协调设备缺陷处理的相关工作；

3.5.4组织制定复杂设备缺陷处理的安全、技术、组织措施，并负责审核技术、组织措施；

3.5.5负责对设备缺陷情况进行统计分析，提出反措方案；

3.5.6对未消除的设备缺陷进行跟踪、分析；

3.5.7按时审批设备停电消缺的计划。

3．6分管生产领导或总工程师职责

3.6.1在接到重大Ⅰ类缺陷汇报后，及时做出决策指令；

3.6.2负责对Ⅰ类缺陷的定性及处理方案做出最终裁决。

4缺陷管理要求

4.1设备缺陷实行全员全过程的闭环管理。

运行人员、修试、校验人员，基建验收人员、各级工程技术人员都有责任发现、汇报设备存在的缺陷。

4.2缺陷管理要严格按缺陷处理流程进行，即：

发现－记录（分析、分类后）－审核（批－汇报－处理－消除-验收。

4.2.1发现缺陷

（1）运行人员在设备巡视中，通过巡视设备发现的缺陷；

（2）在进行设备的操作过程中发现设备存在的缺陷；

（3）通过表计、信号等监视装置发现的缺陷。

（4）在设备维护及定期修、试、校过程中发现的缺陷；

（5）通过定期安全检查发现的缺陷；

（6）各级领导、技术人员不定期的监督检查发现的缺陷；

（7）新建、扩建、改建、验收时发现的缺陷；

（8）通过其他途径发现的缺陷。

4.2.2缺陷记录

（1）缺陷登录的规定格式、规范化语言应按《省公司输变电信息管理系统》统一进行规范；

（2）凡在巡视、试验、检查中发现的设备缺陷，运行人员应及时按有关规定的要求记录到设备缺陷管理系统中，并由当班运行人员组织分析，正确地判断设备缺陷类型；

（3）缺陷记录要求清楚、准确、详细；运行人员应对登记缺陷的正确性负责，登记设备缺陷内容应清晰、明了，并填写有关必要的参数。

4.2.3缺陷审核（批）权限

（1）Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类缺陷由运行部门的设备缺陷管理专责人审核；

（2）难以确定的缺陷由生产技术管理部门的设备缺陷管理专责人复核；

（3）Ⅳ类设备缺陷的定性应由生产技术管理部门审批。

4.2.4缺陷上报

Ⅰ类缺陷一经发现，必须在现场采取有效措施以防止缺陷势头的发展，并立即向调度所值班调度员、检修部门、变电部门、生技部门汇报，必要时生技部门应及时向分管生产领导或总工程师汇报，并会同检修部门制订设备的消缺方案。

Ⅰ类缺陷应立即安排消缺处理；其他缺陷按照缺陷管理规定进行，但不得超过规定的处理时

限。

4.2.5缺陷处理时限

（1）Ⅰ类设备缺陷消除时间不超过24小时；

（2）Ⅱ类设备缺陷消除时间不超过一个月；

（3）Ⅲ类设备缺陷的消除时间不超过三个月；

（4）Ⅳ类设备缺陷的消除时间不超过该设备的一个小修周期。

4.2.6缺陷消除

（1）凡属于运行人员维护工作范围内的设备缺陷，运行人员应及时进行处理。

如经过处理后仍未能消除或属运行人员无法消除的设备缺陷，运行人员除加强监视检查外，应尽可能地采取必要的技术、安全措施，防止设备缺陷扩大，并及时通知检修人员处理。

（2）检修部门应严格按设备检修工艺规程的要求，及时消除设备缺陷并保证检修的质量。

（3）设备存在缺陷需停电而当时无条件处理的设备缺陷，检修人员必须积极采取必要的、并能保证设备安全的临时措施。

对于未消除或未完全消除的设备缺陷，运行人员应加强巡查，当具备处理条件时，运行、检修部门应及时安排处理。

当设备缺陷有扩大趋势时，运行人员应立即通知相关人员进行处理，并汇报有关领导。

（4）设备缺陷处理后，有关部门应按有关要求进行逐级验收，当存在能消除而未消除的设备缺陷，运行人员有权拒绝办理工作票结束手续，直至设备缺陷消除。

（5）未能消除的设备缺陷，各有关部门应负责跟踪、监督、落实，必要时生产技术管理部门可下达限期整改通知书。

（6）新建工程移交的设备存在Ⅰ、Ⅱ类设备缺陷，在缺陷未消除前，一般不得投入运行。

基建管理部门应负责联系厂家、安装、调试单位或有关生产部门对未正式移交生产的设备在试运行期间发生的设备缺陷进行处理。

（7）缺陷处理后，检修工作负责人要做详细的处理记录，并由运行人员输入《省公司输变电信息管理系统》。

5设备缺陷的统计及考核指标

5.1设备缺陷消缺率及考核指标

5.1.1设备缺陷消缺率的定义

在统计期间内已达到消缺周期并消除的设备缺陷条数占该期间达到消缺周期内的设备缺陷总条数的百分数。

5.1.2设备缺陷消缺率统计计算公式

（1）缺陷消缺率按Ⅰ类缺陷消缺率、Ⅱ类缺陷消缺率、Ⅲ类缺陷消缺率、Ⅳ类缺陷消缺率共四类进行统计。

（2）缺陷消缺率计算方法如下：

某类缺陷消缺率=已消的该类缺陷条数/该类缺陷总条数×100%。

5.1.3、设备缺陷的统计周期

每季末统计出当季Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类共三类设备缺陷的消缺率;年底汇总全年的四类设备缺陷消缺率。

5.1.4设备缺陷消缺率的考核指标

只对Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类设备年度缺陷消缺率进行考核，考核指标如下：

（1）Ⅰ类设备缺陷消缺率=100%。

（2）Ⅱ类设备缺陷消缺率≥90%。

（3）Ⅲ类设备缺陷消缺率≥85%。

5.2设备消缺及时率及统计要求

5.2.1设备消缺及时的定义

（1）Ⅰ类设备消缺及时的定义：

检修部门接到Ⅰ类设备缺陷报告后立即组织人员赶赴现场，在一天内处理完成设备缺陷并经验收合格视为及时。

凡一时无法处理，视为不及时。

（2）Ⅱ类设备消缺及时的定义：

检修部门从接到Ⅱ类设备缺陷报告之日起一个月内处理完成设备缺陷并经验收合格视为及时。

若需结合检修、停电或备品等原因而延期，均视为不及时。

（3）Ⅲ类设备消缺及时的定义：

检修部门从接到Ⅲ类设备缺陷报告之日起三个月内处理完成设备缺陷并经验收合格视为及时。

若需结合停电或备品等原因而延期，均视为不及时。

（4）Ⅳ类缺陷消缺及时的定义：

检修部门从接到Ⅳ类设备缺陷报告之日起在设备的一个小修周期内处理完成设备缺陷并经验收合格视为及时，超过一个小修周期视为不及时。

5.2.2设备消缺及时率

（1）设备消缺及时率的定义

在统计期间内及时消除的设备缺陷条数占该期间内设备缺陷总条数的百分数。

（2）设备消缺及时率统计计算公式

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类消缺及时率计算方法如下：

某类消缺及时率=统计期间内及时消除的该类缺陷条数/统计期间内该类缺陷总条数×100%。

5.2.3、设备消缺及时率的统计

每季末统计当季Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类及设备消缺及时率;每年底汇总当年Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类设备消缺及时率。

5.3Ⅳ类设备缺陷定性审批及时率和考核指标

5.3.1Ⅳ类设备缺陷定性审批及时率

在一个月内应完成对Ⅳ类设备缺陷的定性审批。

Ⅳ类设备缺陷定性审批及时率计算方法如下：

Ⅳ类设备缺陷定性审批及时率=统计期间内已及时定性审批的该类缺陷条数/统计期间内该类缺陷总条数×100%。

5.3.2Ⅳ类设备缺陷定性审批及时率考核指标

对Ⅳ类设备缺陷季度定性审批及时率进行考核，考核指标如下：

Ⅳ类设备缺陷定性审批及时率=100%。

注：

1．设备缺陷统计、考核时，对在本统计周期内未处理完尚未到达消缺周期的缺陷，将纳入下一个统计周期进行统计、考核；

2．对跨统计周期审批的Ⅳ类设备缺陷，其审批及时率纳入下一个统计周期进行考核。

6附则

6.1本规定由省公司委托省电力试研院负责起草，省公司生产部负责条款解释。

6.2本规定自2008年1月1日起开始执行。

附件：

输变电设备缺陷分类

各单位应根据本规定的要求，结合本单位具体情况进行分类和补充完善。

对未列入的其他设备缺陷可参照分类执行，并及时向省公司反馈，以便及时补充完善。

一、变电设备

序号缺陷内容缺陷类别

1．设备的共性缺陷

1．1电器设备与金属部件的连接接头和线夹发热缺陷

1．1．1接头和线夹的温度≥110OCI

1．1．2接头和线夹的温度110OC>t>95OCII

1．1．3接头和线夹的温度95OC≥t≥90OCIII

1．1．4接头和线夹温度未超标但温升超标≥70OCI

1．1．5接头和线夹温度未超标但温升超标70OC>t>55OC

II1．1．6接头和线夹温度未超标但温升超标55OC≥t≥50OC

III1．1．7接头和线夹温度未超标但相对温差超标δt≥35％

计算公式δ=（T1-T2）/（T1-T0）*100%

T1：

发热点的温度，

T2：

正常相对测点的温度，

T0：

环境参照体温度。

Ⅳ

1．2金属部件与金属部件的连接接头和线夹发热缺陷

1．2．1接头和线夹的温度≥130OCI

1．2．2接头和线夹的温度130OC>t>110OCII

1．2．3接头和线夹的温度110OC≥t≥100OCIII

1．2．4接头和线夹温度未超标但温升超标≥90OCI

1．2．5接头和线夹温度未超标但温升超标90OC>t>70OC

II1．2．6接头和线夹温度未超标但温升超标70OC≥t≥60OC

III1．2．7接头和线夹温度未超标但相对温差超标δt≥35％

计算公式δ=（T1-T2）/（T1-T0）*100%

T1：

发热点的温度，

T2：

正常相对测点的温度，

T0：

环境参照体温度。

Ⅳ

1．3充气设备漏气缺陷

1．3．1充气设备漏气，装置发出闭锁信号I

1．3．2充气设备漏气，装置发出报警信号II

1．3．3装置误报警III

1．4设备外绝缘缺陷

1．4．1伞裙轻微伤损（瓷裙外沿小角度缺损），外绝缘爬距仍满足要求Ⅳ

1．4．21/3及以下伞裙伤损面由瓷裙外沿至瓷裙中部，外绝缘爬距仍满足要求III

1．4．31/3以上1/2以下伞裙伤损面由瓷裙外沿至瓷裙中部，外绝缘爬距仍满足要求II

1．4．4仅有一片伞裙伤损面积由瓷裙外沿深达瓷柱，外绝缘爬距仍满足要求II

1．4．51/2以上伞裙破损面，由瓷裙外沿至瓷裙中部I

1．4．6伞裙伤损面积，由瓷裙外沿深达瓷柱，一片以上I

1．4．7目测可见裂纹I

1．4．81/3及以下伞裙跳闪III

1．4．91/3以上1/2以下伞裙跳闪II

1．4．101/2以上伞裙跳闪I

1．4．11瓷瓶1/2以上伞裙RTV涂料破损Ⅳ

1．5导线松股、散股缺陷

1．5．1松股、散股面积低于7%≥AIII

1．5．2松股、散股面积低于25%>A>7%II

1．5．3松股、散股面积低于≥25%I

2．油浸式变压器类（含主变压器、油浸式站用变、油浸式接地变、油浸式消弧线圏、油浸式电抗器）

2．1共性缺陷

2．1．1油枕（含调压装置油枕）

2．1．1．1油枕油位与温度曲线严重不符，且接近上、下限II

2．1．1．2无油位I

2．1．1．3油位偏低，与温度曲线对应刻度相差1格以上Ⅳ

2．1．1．4满油位I

2．1．1．5假油位I

2．1．1．6连通器式油标管破损I

2．1．1．7旋转指针式油位计玻璃破损Ⅳ

2．1．1．8旋转指针式油位计进水Ⅳ

2．1．1．9变压器油色发黑I

2．1．1．10油位计模糊不清III

2．1．1．11油位异常报警I

2．1．1．12油位异常误报警III

2．1．1．13油位异常变化I

2．1．2呼吸器

2．1．2．1呼吸器堵塞I

2．1．2．2观察窗玻璃破损II

2．1．2．3底座脱落，硅胶掉落II

2．1．2．4杯罩的油位低于下限III

2．1．2．5杯罩的油位低于内罩口II

2．1．2．6硅胶至上而下变为粉红色II

2．1．2．7硅胶全部变为粉红色II

2．1．2．8硅胶有3/4变为粉红色III

2．1．2．9呼吸器内部充油III

2．1．2．10杯罩油封上积水II

2．1．3压力释放装置

2．1．3．1防爆管玻璃破裂I

2．1．3．2压力释放装置报警I

2．1．3．3压力释放装置误报警III

2．1．3．4外壳锈蚀严重Ⅳ

2．1．3．5装置进水II

2．1．4渗漏油

2．1．4．1形成快速油流（一般呈柱状或大面积流淌状），且油位下降快

I2．1．4．2连续的滴淌，但油位下降不明显II

2．1．4．3挂油珠III

2．1．4．4明显且湿润的油迹Ⅳ

2．1．5散热片

2．1．5．1明显破损、开裂且存在渗漏I

2．1．5．2破损、开裂但不存在渗漏III

2．1．5．3锈蚀严重Ⅳ

2．1．5．4部分变形堆挤Ⅳ

2．1．6本体

2．1．6．1锈蚀严重Ⅳ

2．1．6．2引流线太紧Ⅳ

2．1．6．3本体内部有异常响声I

2．1．6．4本体倾斜严重I

2．1．6．5消防装置报警I

2．1．6．6起火冒烟I

2．1．6．7引流线或电缆断线I

2．1．6．8基础开裂沉降III

2．2主变压器

2．2．1本体

2．2．1．1油浸自冷式主变压器存在过温现象>95OCI

2．2．1．2油浸风冷、油浸强油风冷主变压器存在过温现象>85OCI

2．2．1．3油浸自冷式主变压器温升超标>55KI

2．2．1．4油浸风冷、油浸强油风冷主变压器温升超标>45KI

2．2．1．5分相的主变压器在负荷及冷却条件相同情况下三相温差超过10OCII

2．2．2冷却系统

2．2．2．1

风扇1/3以下不转III2．2．2．2

风扇1/3以上1/2以下不转II2．2．2．3

风扇1/2及以上不转I2．2．2．4

风扇1/3以下方向转反III2．2．2．5

风扇1/3以上1/2以下转反II2．2．2．6

风扇1/2及以上转反I2．2．2．7

风扇转动时有碰壳声Ⅳ2．2．2．8

风扇1/3以下速度较正常时变慢III2．2．2．9

风扇1/3以上1/2以下速度较正常时变慢II2．2．2．10

风扇1/2及以上速度较正常时变慢I2．2．2．11

潜油泵1/3以下不转III2．2．2．12

潜油泵1/3以上1/2以下不转II2．2．2．13

潜油泵1/2及以上不转I2．2．2．14

油流继电器故障指针不转III2．2．2．15

油流继电器故障密封不良，发现进水III2．2．2．16

散热器阀门无法打开I2．2．2．17

潜油泵1/3以下存在异常声响III2．2．2．18

潜油泵1/3以上1/2以下存在异常声响II2．2．2．19

潜油泵1/2及以上存在异常声响I2．2．2．20

水冷变压器的油压大于水压的值小于0.05MPaI2．2．2．21

水冷变压器冷油器的水中含油I2．2．3

调压装置2．2．3．1

有载调压装置不能电动操作III2．2．3．2

有载调压装置电动调时存在滑档现象II2．2．3．3

有载调压装置不能远方调档III2．2．3．4

有载调压装置计数器不走Ⅳ2．2．3．5

有载调压装置在“远方”调压时“急停”按钮失效II2．2．3．6

有载调压装置在调压时发现电流异常变化I2．2．3．7有载调压装置滤油机运行时压力超过厂家规定值

III

2．2．3．8有载调压装置在调压时滤油机不动作III

2．2．3．9有载调压装置调压次数超过厂家规定次数I

2．2．3．10有载调压装置的操作按钮失效III

2．2．3．11有载调压装置“就地”与“远方”档位显示不同III

2．2．3．12调压装置电动、手动均失灵II

2．2．3．13调压装置转动卡涩III

2．2．4监视表计

2．2．4．1全部测温装置失灵I

2．2．4．2部分测温装置失灵III

2．2．4．3本体两侧测温装置显示温度不一致，相差10OC以上

III2．2．4．4远方与就地所显示的温度不一致，5OC以上III

2．2．4．5测温装置外壳破损III

2．2．4．6测温装置进水III

2．2．4．7测温装置发过温信号I

2．2．4．8测温装置误发过温信号III

2．2．5瓦斯继电器

2．2．5．1瓦斯继电器无顶盖I

2．2．5．2瓦斯继电器观察窗破损I

2．2．5．3瓦斯继电器观察窗模糊不清，无法看清油位线Ⅳ

2．2．5．4瓦斯继电器防雨罩歪斜掉落III

2．2．5．5瓦斯继电器进水I

2．2．5．6瓦斯继电器电缆孔洞封堵损坏II

2．2．5．7瓦斯继电器报警I

2．3油浸式站用变（含油浸式接地变）

2．3．1本体

2．3．1．1油浸站用变存在过温现象>95OCI

2．3．1．2油浸站用变温升超标>55KI

2．3．2调压装置

2．3．2．1调压装置不能调档II

2．3．2．2调压装置转动卡涩III

2．4油浸式消弧线圏

2．4．1本体

2．4．1．1油浸消弧线圏存在过温现象>95OCI

2．4．1．2油浸消弧线圏温升超标>55KI

2．4．1．3阻尼电阻发热烧毁I

2．4．2调压装置

2．4．2．1带自动调节装置的消弧线圏不能电动调档II

2．4．2．2调压装置电动、手动均失灵I

2．4．2．3调档装置转动卡涩III

2．4．2．4在最大补偿电流档位运行，脱谐度大于5%II

2．4．2．5中性点位移电压大于15%相电压II

2．5油浸式电抗器

2．5．1本体

2．5．1．1局部箱体温升>70KI

2．5．1．2油浸电抗器存在过温现象>95OCI

2．5．1．3油浸电抗器温升超标>55KI

3．干式变压器类（含干式电抗器、干式站用变、干式接地变、干式消弧线圏、阻波器）

3．1共性缺陷

3．1．1环氧树脂等绝缘部件脱落I

3．1．2环氧树脂等绝缘部件开裂I

3．1．3气道内有杂物堵塞Ⅳ

3．1．4本体紧固件松脱I

3．1．5绕组上有异物II

3．1．6绕组温度超过厂家规定的标准I

3．1．7绕组温升超过厂家规定的标准I

3．1．8锈蚀严重Ⅳ

3．1．9引流线太紧Ⅳ

3．1．10本体内部有异常响声I

3．1．11本体倾斜严重I

3．1．12起火冒烟I

3．1．13引流线或电缆断线I

3．1．14基础开裂沉降III

3．2干式电抗器

3．2．1基础出现裂纹III

3．2．2支持瓷瓶发生断裂I

3．3干式站用变（含干式接地变压器）

3．3．1冷却系统

3．3．1．1风机不能启动II

3．3．1．2风机不能自动启动III

3．3．2测温装置

3．3．2．1远方与就地所显示的温度不一致III

3．3．2．2测温装置外壳破损III

3．3．2．3测温装置发过温信号I

3．3．2．4测温装置误发过温信号III

3．3．3调压装置

3．3．3．1调压连接片没有固定好造成发热，数值超过厂家对绕组温度的标准

I3．3．3．2调压连接片没有固定好造成发热，数值超过厂家对绕组温升的标准

I3．4干式消弧线圏（其它非本体缺陷应与油浸式消弧线圏相同）

3．4．1调档连接片没有固定好造成发热，数值超过厂家对绕组温度的标准I

3．4．2调档连接片没有固定好造成发热，数值超过厂家对绕组温升的标准I

3．5阻波器

3．5．1阻波器内有杂物Ⅳ

3．5．2防鸟栅破损Ⅳ

3．5．3阻波器气道内有杂物堵塞Ⅳ

3．5．4阻波器内调谐装置引线脱落I

3．5．5阻波器本体过温（A级绝缘浸渍过的材料）

3．5．5．1阻波器表面温度≥115OCI

3．5．5．2阻波器表面温升≥75KI

3．5．5．3阻波器表面温度115OC>t>105OCII

3．5．5．4阻波器表面温升75K>t>65KII

3．5．5．5阻波器表面温度105OC≥t≥100OCIII

3．5．5．6阻波器表面温升65K≥t≥60KIII

3．5．6阻波器支持瓷瓶发生断裂I

4．断路器

4．1操作机构

4．1．1共性缺陷

4．1．1．1开关拒合I

4．1．1．2开关拒分I