架空输电线路状态评价导则.doc
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架空输电线路状态评价导则
1范围
本标准适用于国家电网公司系统电压等级为110（66）～750kV架空输电线路（以下简称“线路”），35kV及以下电压等级设备由各网省公司参照执行。
2规范性引用文件
下列文件的条款，通过本标准的引用而成为本标准的条款，其最新版本适用于本标准。
GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范
GB50233110～500kV架空送电线路施工及验收规范
GB50389750kV架空送电线路施工及验收规范
GB50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范
GB/T2694输电线路铁塔制造技术条件
DL/T5092110～500kV架空线路设计技术规程
DL/T596电力设备预防性试验规程
DL/T741架空送电线路运行规程
DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T626劣化盘形悬式绝缘子检测规程
DL/T864标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则
DL/T5130架空送电线路钢管杆设计技术规定
DL/T646输变电钢管结构制造技术条件
DL/T664带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T1060750kV交流输电线路带电作业技术导则
Q/GDW152电力系统污区分级与外绝缘选择标准
国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）
国家电网公司《110（66）kV～500kV架空输电线路技术标准》
国家电网公司《110（66）kV～500kV架空输电线路技术监督规定》
国家电网公司《110（66）kV～500kV架空输电线路检修规范》
国家电网公司《110（66）kV～500kV架空输电线路运行规范》
国家电网公司《预防110（66）kV～500kV架空输电线路事故措施》
国家电网公司《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
国家电网公司《110（66）kV～500kV架空输电线路评价标准（试行）》
国家电网公司《输变电设备状态检修管理规定》
国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》
3术语及定义
下列术语和定义适合本标准。
3.1
状态量criteria
反映线路状况的各种技术指标、试验数据和运行情况等参数的总称。
本标准将状态量分为一般状态量和重要状态量。
3.2
一般状态量minorcriteria
对线路的性能和安全运行影响相对较小的状态量。
3.3
重要状态量majorcriteria
对线路的性能和安全运行有较大影响的状态量。
3.4
线路单元component
根据线路的结构和特点，将线路上功能和作用相对独立的同类设备总称为线路单元。
3.5
线路的状态conditionofcomponent
线路的状态分为：
正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。
3.6
正常状态normalcondition
表示线路各状态量处于稳定且在规程规定的警示值、注意值（以下简称标准限值）以内,可以正常运行。
3.7
注意状态attentivecondition
表示线路有部分状态量变化趋势朝接近标准限值方向发展，但未超过标准限值，仍可以继续运行，应加强运行中的监视。
3.8
异常状态abnormalcondition
表示线路已经有部分重要状态量接近或略微超过标准值，应监视运行，并适时安排检修。
3.9
严重状态seriouscondition
表示线路已经有部分严重超过标准值线路，需要尽快安排停电检修。
4状态量的构成和权重
4.1状态量的构成
4.1.1原始资料
线路的原始资料主要包括：
设计图、竣工图、安全技术协议、铭牌信息、型式试验报告、订货技术协议、设备监造报告、出厂试验报告、交接验收报告等（参见运行规范原始资料）。
4.1.2运行资料
线路的运行信息主要包括：
运行工况、巡检情况、在线监测、历年缺陷和异常记录等信息。
4.1.3检修资料
线路的检修信息主要包括：
检修报告、反措执行情况、设备技改及主要部件更换情况、检修人员巡检情况等信息。
4.1.4其他资料
线路的其他资料主要包括：
检测报告、抽样试验报告，设备的运行、缺陷和故障的情况，其他影响线路安全稳定运行的因素如通道、环境等信息。
4.2状态量权重
根据状态量对线路安全运行的影响程度，从轻到重分为四个等级，对应的权重分别为权重1、权重2、权重3、权重4，其系数为1、2、3、4。
权重1、权重2与一般状态量对应，权重3、权重4与重要状态量对应。
4.3状态量劣化程度
根据状态量的劣化程度从轻到重分为四级，分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ级。
其对应的基本扣分值为2、4、8、10分。
4.4状态量扣分值
状态量扣分是针对一条线路整体同类设备单元的状态而言，即状态量应扣分值等于该状态量的基本扣分值乘以权重系数（见表1）。
状态量正常时不扣分。
表1状态量的评价表
权重
状态量
劣化程度 基本扣分值
1
2
3
4
Ⅰ
2
2
4
6
8
Ⅱ
4
4
8
12
16
Ⅲ
8
8
16
24
32
Ⅳ
10
10
20
30
40
5线路的状态评价
线路的状态评价分为线路单元评价和整体评价两部分。
5.1线路单元状态评价
线路单元的划分
根据线路的特点，将线路分为：
基础、杆塔、导地线、绝缘子串、金具、接地装置、附属设施和通道环境等八个线路单元。
线路单元状态量扣分标准
线路单元状态量的评价标准见附录一。
在确定线路单元状态量扣分时应对该条线路所有同类设备的状态进行评价，但某状态量在线路不同地方出现多处扣分，不应将多处扣分进行累加，只取其中最严重的扣分作为该状态的扣分。
5.2线路单元的状态评价方法
线路单元的评价应同时考虑单项状态量的扣分和该单元所有状态量的合计扣分情况，线路单元状态评价标准见表2。
当任一状态量单项扣分和单元所有状态量合计扣分同时达到表2规定时，视为正常状态。
当任一状态量单项扣分或单元所有状态量合计扣分达到表2规定时，视为注意状态。
当任一状态量单项扣分达到表2规定时，视为异常状态或严重状态。
表2线路单元评价标准
状态
线路单元
正常状态
注意状态
异常状态
严重状态
合计扣分
单项扣分
合计扣分
单项扣分
单项扣分
单项扣分
基础
<14
≤10
≥14
12～24
30～32
40
杆塔
/
≤10
/
12～24
30～32
40
导地线
<16
≤10
≥16
12～24
30～32
40
绝缘子
<14
≤10
≥14
12～24
30～32
40
金具
<24
≤10
≥24
12～24
30～32
40
接地装置
/
≤10
/
12～24
30～32
40
附属设施
<24
≤10
≥24
12～24
30～32
40
通道环境
/
≤10
/
12～24
30～32
40
线路单元状态评价报告
线路单元状态评价报告格式见附录二。
线路单元状态评价报告中应列出各状态量的扣分理由。
线路总体状态评价
当整条线路所有单元评价为正常状态且未出现表3中所列的状况时，则该条线路总体评价为正常状态。
当所有单元评价为正常状态时，但出现表3中所列的状况之一，则该条线路总体评价为注意状态。
表3线路注意状态情况列表
状态量
状态量描述
钢筋混凝土杆裂纹情况
10%以上的钢筋混凝土杆出现轻微裂纹情况
铁塔锈蚀情况
10%以上的铁塔出现轻微锈蚀情况
塔材紧固情况
3基塔材出现松动情况
导地线锈蚀或损伤情况
导地线出现5处以上的轻微锈蚀或损伤情况
外绝缘配置与现场污秽度适应情况
外绝缘配置与现场污秽度不相适应，有效爬电比距比污区图要求值低3mm/kV
盘形悬式绝缘子劣化情况
年劣化率大于0.1%
复合绝缘子缺陷情况
早期淘汰工艺制造的复合绝缘子
连接金具家族性缺陷情况
由于设计或材料缺陷在运行中发生过故障
线路设计缺陷情况
线路设计考虑不周，致使线路多次发生同类故障或存在安全隐患
当任一线路单元状态评价为注意状态、严重状态或危急状态时，架空输电线路总体状态评价应为其中最严重的状态。
线路状态评价报告推荐格式见附录三。
附录一：
线路单元状态量评价标准（规范性附录）
线路单元
状态量
权重系数
状态程度
扣分标准
基本扣分
应扣分值
基础
杆塔基础表面损坏情况
4
Ⅳ
阶梯式基础阶梯间出现裂缝
10
40
Ⅲ
杆塔基础有钢筋外露
8
32
Ⅱ
基础混凝土表面有较大面积水泥脱落、蜂窝、露石或麻面
4
16
拉线基础埋深
4
Ⅳ
拉线基础埋深低于设计值60cm以上
10
40
Ⅲ
拉线基础埋深低于设计值40～60cm
8
32
Ⅱ
拉线基础埋深低于设计值20～40cm
4
16
拉线棒锈蚀情况
4
Ⅳ
拉线棒锈蚀超过设计截面30%以上
10
40
Ⅲ
拉线棒锈蚀超过设计截面25%～30%
8
32
Ⅱ
拉线棒锈蚀超过设计截面20%～25%
4
16
Ⅰ
拉线棒锈蚀不超过设计截面20%
2
8
基础护坡及防洪设施损坏情况
4
Ⅳ
基础护坡及防洪设施损毁，造成严重水土流失，危及杆塔安全运行；处于防洪区域内的杆塔未采取防洪措施；基础不均匀沉降或上拔
10
40
Ⅲ
基础护坡及防洪设施损坏，造成大量水土流失
8
32
Ⅱ
基础护坡及防洪设施破损，造成少量水土流失
4
16
金属基础锈蚀情况
4
Ⅳ
金属基础严重锈蚀
10
40
Ⅱ
金属基础一般锈蚀
4
16
杆塔基础保护范围内基础表面取土情况
3
Ⅳ
砼杆基础被取土30cm以上；铁塔基础被取60cm以上
10
30
Ⅲ
砼杆基础被取土20～30cm；铁塔基础被取30～60cm
8
24
防碰撞设施情况
3
Ⅳ
防碰撞设施缺失或损坏，失去防碰撞作用
10
30
Ⅲ
防碰撞设施损坏，尚能发挥防碰撞作用
8
24
Ⅰ
防碰撞设施警告标识不清晰或缺失
2
6
基础立柱淹没情况
2
Ⅳ
杆塔基础位于水田中的立柱低于最高水面
8
16
Ⅲ
位于河滩和内涝积水中的基础立柱露出地面高度低于5年一遇洪水位高程
4
8
杆塔
杆塔倾斜情况
4
Ⅳ
一般铁塔、钢管杆（塔）倾斜度≥20‰，50m以上铁塔、钢管杆（塔）倾斜度≥15‰；砼杆倾斜度≥25‰
10
40
Ⅲ
一般铁塔、钢管杆（塔）倾斜度15‰～20‰，50m以上铁塔、钢管杆（塔）倾斜度10‰～15‰；砼杆倾斜度20‰～25‰
8
32
Ⅱ
一般铁塔、钢管杆（塔）倾斜度10‰～15‰，50m以上铁塔、钢管杆（塔）倾斜度5‰～10‰；砼杆倾斜度15‰～20‰
4
16
钢管杆杆顶最大挠度
4
Ⅳ
直线钢管杆杆顶最大挠度＞10‰；直线转角钢管杆杆顶最大挠度>15‰；耐张钢管杆杆顶最大挠度＞24‰
10
40
Ⅲ
直线钢管杆杆顶最大挠度7‰～10‰；直线转角钢管杆杆顶最大挠度10‰～15‰；耐张钢管杆杆顶最大挠度22‰～24‰
8
32
Ⅱ
直线钢管杆杆顶最大挠度5‰～7‰；直线转角钢管杆杆顶最大挠度7‰～10‰；耐张钢管杆杆顶最大挠度20‰～22‰
4
16
铁塔、钢管塔主材弯曲情况
4
Ⅳ
主材弯曲度大于7‰
10
40
Ⅲ
主材弯曲度5‰～7‰
8
32
Ⅱ
主材弯曲度2‰～5‰
4
16
杆塔横担歪斜情况
4
Ⅳ
歪斜度大于10‰
10
40
Ⅲ
歪斜度5‰～10‰
8
32
Ⅱ
歪斜度1‰～5‰
4
16
铁塔和钢管塔构件缺失、松动情况
4
Ⅳ
缺少大量小角钢和螺栓或较多节点板，螺栓松动15%以上，地脚螺母缺失
10
40
Ⅲ
缺少较多小角钢和螺栓或个别节点板，螺栓松动10%～15%
8
32
Ⅱ
缺少少量小角钢和螺栓，螺栓松动10%以下；防盗防外力破坏措施失效或设施缺失
4
16
连接钢圈、法兰盘损坏情况
4
Ⅳ
钢管杆、混凝土杆连接钢圈焊缝出现裂纹
10
40
Ⅲ
钢管杆、混凝土杆法兰盘个别连接螺栓丢失
8
32
Ⅱ
钢管杆、混凝土杆连接钢圈锈蚀或法兰盘个别连接螺栓松动
4
16
铁塔、钢管杆（塔）锈蚀情况
4
Ⅳ
锈蚀很严重、大部分小角钢、螺栓和节点板剥壳
10
40
Ⅲ
锈蚀较严重、较多小角钢、螺栓和节点板剥壳
8
32
Ⅱ
镀锌层失效，有轻微锈蚀
4
16
拉线锈蚀损伤情况
4
Ⅳ
断股、锈蚀截面>17%；UT线夹任一螺杆上无螺帽；UT线夹锈蚀、损伤超过截面30%
10
40
Ⅲ
断股、锈蚀7%～17%截面；UT线夹缺少两颗双帽；UT线夹锈蚀、损伤超过截面25%～30%
8
32
Ⅱ
断股、锈蚀<7%截面；摩擦或撞击；受力不均、应力超出设计要求；UT线夹被埋或安装错误，不满足调节需要或缺少一颗双帽；UT线夹锈蚀、损伤超过截面20%～25%；防盗防外力破坏措施失效或设施缺失
4
16
混凝土杆裂纹
4
Ⅳ
普通混凝土杆横向裂缝宽度大于0.4mm，长度超过周长2/3；纵向裂纹超过该段长度的1/2；保护层脱落、钢筋外露。
预应力混凝土电杆及构件纵向、横向裂缝宽度大于0.3mm。
10
40
Ⅲ
普通混凝土杆横向裂缝宽度0.3～0.4mm，长度为周长1/3～2/3；纵向裂纹为该段长度的1/3～1/2；水泥剥落，严重风化。
预应力混凝土电杆及构件纵向、横向裂缝宽度0.1～0.2mm。
8
32
Ⅱ
普通混凝土杆横向裂缝宽度0.2～0.3mm；预应力钢筋混凝土杆有裂缝，裂纹小于该段长度的1/3；水泥剥落，有风化现象。
预应力混凝土电杆及构件纵向、横向裂缝宽度小于0.1mm。
4
16
导地线
腐蚀、断股、损伤和闪络烧伤情况
4
Ⅳ
导线钢芯断股、损伤截面超过铝股或合金股总面积25%，地线7股断2股及以上、19股断3股及以上
10
40
Ⅲ
导线损伤截面占铝股或合金股总面积7%-25%，地线7股断1股、19股断2股
8
32
Ⅱ
导线损伤截面不超过铝股或合金股总面积7%，地线19股断1股
4
16
Ⅰ
铝、铝合金单股损伤深度小于股直径的1/2，导线损伤截面不超过铝股或合金股总面积5%，单金属绞线损伤截面积为4%及以下
2
8
异物悬挂情况
4
Ⅳ
导地线异物悬挂，危及安全运行
10
40
Ⅲ
导地线异物悬挂，影响安全运行
8
32
Ⅰ
导地线异物悬挂，但不影响安全运行
2
8
异常振动、舞动、覆冰情况
4
Ⅳ
舞动区段未采取防舞动措施；重冰区段未采取防冰闪措施
10
40
Ⅱ
分裂导线鞭击、扭绞和粘连
4
16
弧垂
4
Ⅳ
弧垂偏差最大值110kV为+10%以上、-5%以上，220kV及以上为+6%以上、-5%以上；相间弧垂偏差最大值：
110kV为400mm以上，220kV及以上线路为500mm以上；同相子导线弧垂偏差最大值：
垂直排列双分裂导线为+150mm以上、-50mm以上，其它排列形式分裂导线220kV为130mm以上，330kV及以上为100mm以上
10
40
Ⅱ
弧垂偏差最大值110kV为+6%～10%、-2.5%～-5%，220kV及以上为+3%～6%、-2.5%～-5%；相间弧垂偏差最大值：
110kV为200～400mm，220kV及以上线路为300～500mm；同相子导线弧垂偏差最大值：
垂直排列双分裂导线为+100～150mm、-0～50mm，其它排列形式分裂导线220kV为80～130mm，330kV及以上为50～100mm
4
16
跳线情况
4
Ⅳ
最大风偏下空气间隙不满足电气距离要求
10
40
OPGW及其附件情况
3
Ⅳ
损伤、丢失
10
30
Ⅱ
松动、变形
4
12
绝缘子串
绝缘子铁帽、钢脚锈蚀情况
4
Ⅳ
绝缘子铁帽锌层严重锈蚀起皮；钢脚锌层严重腐蚀在颈部出现沉积物，颈部直径明显减少，或钢脚头部变形
10
40
Ⅱ
钢脚锌层损失，颈部开始腐蚀
4
16
复合绝缘子端部连接情况
4
Ⅳ
端部金具连接出现滑移或缝隙
10
40
Ⅲ
抽样检测发现端部密封失效
8
32
复合绝缘子芯棒护套和伞裙损伤情况
4
Ⅳ
复合绝缘子芯棒护套破损；伞裙多处严重破损或伞裙材料表面出现粉化、龟裂、电蚀、树枝状痕迹等现象
10
40
Ⅱ
伞裙有部分破损、老化、变硬现象
4
16
锁紧销缺损情况
4
Ⅳ
锁紧销断裂、缺失、失效
10
40
Ⅱ
锁紧销锈蚀、变形
4
16
绝缘子积污情况
4
Ⅳ
瓷或玻璃绝缘子表面盐密和灰密达到该绝缘子串在最高运行电压下能够耐受盐密和灰密值50%以上
10
40
Ⅲ
瓷或玻璃绝缘子表面盐密和灰密为该绝缘子串在最高运行电压下能够耐受盐密和灰密值30%～50%以上
8
32
Ⅱ
瓷或玻璃绝缘子表面盐密和灰密为该绝缘子串在最高运行电压下能够耐受盐密和灰密值20%～30%以上
4
16
瓷绝缘子零值和玻璃绝缘子自爆情况
4
Ⅳ
一串绝缘子中含有多只零值瓷绝缘子或玻璃绝缘子自爆情况，且良好绝缘子片数少于带电作业规定的最少片数（66kV3片，110kV5片，220kV9片，330kV16片，500kV23片，750kV见DL/T1060中表4之规定）。
10
40
Ⅲ
一串绝缘子中含有多只零值瓷绝缘子或玻璃绝缘子自爆情况，但良好绝缘子片数大于或等于带电作业规定的最少片数（66kV3片，110kV5片，220kV9片，330kV16片，500kV23片，750kV见DL/T1060中表4之规定）。
8
32
Ⅱ
一串绝缘子中含有单只零值瓷绝缘子或玻璃绝缘子自爆情况
4
16
复合绝缘子憎水性
3
Ⅳ
憎水性HC6级及以下
10
30
Ⅱ
憎水性HC4～HC5级
4
12
Ⅰ
憎水性HC2～HC3级
2
6
招弧角及均压环损坏情况
3
Ⅳ
招弧角及均压环严重锈蚀、损坏、移位
10
30
Ⅱ
招弧角及均压环部分锈蚀、烧蚀
4
12
绝缘子串倾斜情况
2
Ⅲ
悬垂绝缘子串顺线路方向的偏斜角（除设计要求的预偏外）大于10°，且其最大偏移值大于350mm，绝缘横担端部偏移大于130mm
8
16
Ⅱ
悬垂绝缘子串顺线路方向的偏斜角（除设计要求的预偏外）7.5°～10°，且其最大偏移值300～350mm，绝缘横担端部偏移100～130mm
4
8
瓷绝缘子釉面破损情况
2
Ⅳ
瓷件釉面出现多个面积200mm2以上的破损或瓷件表面出现裂纹
10
20
Ⅱ
瓷件釉面出现单个面积200mm2以上的破损或多个面积较小的破损
4
8
金具
金具变形情况
4
Ⅳ
变形影响电气性能或机械强度。
10
40
Ⅱ
变形不影响电气性能或机械强度。
4
16
金具锈蚀、磨损情况
4
Ⅳ
锈蚀、磨损后机械强度低于原值的70％，或连接不正确，产生点接触磨损
10
40
Ⅱ
锈蚀、磨损后机械强度低于原值的70%～80％
4
16
金具裂纹情况
4
Ⅳ
出现裂纹
10
40
锁紧销（开口销、弹簧销等）缺损情况
4
Ⅳ
断裂、缺失、失效
10
40
Ⅱ
锈蚀、变形
4
16
接续金具情况
4
Ⅳ
导地线出口处断股、抽头或位移，金具有裂纹；螺栓松动，相对温差≥80%或相对温升>20℃
10
40
Ⅱ
外观鼓包、烧伤、弯曲度大于2%，相对温差35%～80%或相对温升10～20℃
4
16
间隔棒缺损和位移情况
3
Ⅳ
间隔棒缺失或损坏
10
30
Ⅱ
间隔棒安装或连接不牢固，出现松动、滑移等现象
4
12
重锤缺损情况
2
Ⅳ
重锤缺损影响导线和跳线风偏
10
20
Ⅰ
重锤锈蚀
4
8
防舞鞭位移情况
2
Ⅳ
位移较大，影响防舞效果
10
20
Ⅱ
发生轻微位移
4
8
地线绝缘子放电间隙
2
Ⅳ
间隙断开或短接的
10
20
Ⅱ
间隙与标准值偏差20%以上
4
8
防振锤缺损情况
2
Ⅳ
防振锤滑移、脱落
10
20
Ⅱ
防振锤锈蚀
4
8
预绞丝护线条损坏情况
1
Ⅱ
预绞丝护线条发生较大位移或断股、破损严重
4
4
Ⅰ
预绞丝护线条发生轻微位移或断股、破损轻微
2
2
阻尼线位移情况
1
Ⅱ
发生位移较大，影响防振效果的
4
4
Ⅰ
发生轻微位移，不影响防振效果的
2
2
接地装置
接地引下线连接情况
3
Ⅳ
连续三基及以上接地引下线断开
10
30
Ⅲ
连续二基接地引下线断开
8
24
Ⅱ
一基接地引下线断开
4
12
接地电阻值
3
Ⅳ
连续三基及以上大于规定值
10
30
Ⅲ
连续二基大于规定值
8
24
Ⅱ
一基大于规定值
4
12
接地引下线锈蚀、损伤情况
2
Ⅳ
直径小于60%设计值
10
20
Ⅲ
直径为60%～80%设计值
8
16
Ⅰ
直径为80%～90%设计值
2
4
接地体埋深
2
Ⅳ
埋深小于40%设计值，或接地体外露
10
20
Ⅱ
埋深为40%～60%设计值
4
16
Ⅰ
埋深为60%～80%设计值
2
4
附属设施
杆号牌缺损情况
2
Ⅳ
标识牌与设备名称不一致的
10
20
Ⅱ
标识牌丢失或该设标志而未设的；同杆多回线路无色标标示
4
8
Ⅰ
标识牌破损，字迹不清的；
2
4
防雷设施损坏情况
2
Ⅲ
防雷设施损坏、变形或缺损；
8
16
在线监测装置缺损情况
2
Ⅲ
在线监测装置安装不牢、缺损
8
16
防鸟设施损坏情况
1
Ⅲ
防鸟装置未安装牢固、损坏、变形严重或缺失
8
8
爬梯、护栏缺损情况
1
Ⅲ
爬梯、护栏缺损
8
8
附属通信设施缺损情况
1
Ⅲ
附属通信设施安装不牢、缺损
8
8
通道环境
交跨距离
4
Ⅳ
各类杆线、树木以及建设的公路、桥梁等对架空输电线路的交跨距离小于80%规定值
10
40
Ⅲ
架空输电线路对下方各类杆线、树木以及建设的公路、桥梁等交跨距离为80%～90%规定值
8
32
Ⅱ
架空输电线路对下方各类杆线、树木以及建设的公路、桥梁等交跨距离为90%～100%规定值
4
16
通道内树木、建筑情况
4
Ⅳ
架空输电线路保护区内大面积种植高大乔木树；线路通道内违章建房；在杆塔与拉线之间修筑道路
10
40
Ⅲ
超高树木倒向线路侧时不能满足安全距离者；架空输电线路保护区外建房、因超高有可能发生高空落物砸向导线
8
32
Ⅱ
架空输电线路保护区内零星种植树木，近年内对电网不构成威胁
4
16
附录二：
线路单元状态评价报告推荐格式
附表2-1基础状态评价报告推荐格
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