1．变电设备安装前应具备的条件：

（1）经批准的施工设计文件齐全，主要包括：

①设计说明书、工程数量表、设备表和主要材料表。

②采用标准图、通用图的目录及图号。

③按设计文件组成要求所列应提供的各类施工用图纸。

④施工组织设计及修正总概算。

（2）房建及基础施工已完毕，并符合设计要求，房屋工程中的预留孔洞、预埋件符合设计图纸要求。

（3）场内道路及围墙已完成。

（4）主要设备、材料及加工部件已落实。

2．开工前应对各类施工用工具、机具、电气试验仪表、安全用具、量具进行检查试验，并保持良好状态，不合格的不得使用。

3．牵引变电所施工应做好设备开箱记录、隐蔽工程记录、设备安装调试记录及各工序完工后的质量检查记录。

4．各类预制构架及电气设备的运输、吊装应严格遵守有关安全技术规程和产品说明书规定，大型特殊设备的运输、吊装应制定专门措施。

5．钢筋混凝土电杆在运输、存放时，应按工厂规定的支点放置衬垫物，堆放高度不应超过四层，堆放低点应坚实平整。

6．设备器材运输、吊装注意事项：

（1）瓷件不得受任何外力挤压。

（2）应根据设备重心选择吊点及牵引着力点位置或按厂家指定的位置吊装。

（3）选择运输、吊装机具应考虑到场地允许条件和周围已安装设备的安全。

（4）上重下轻的设备，应采取防止倾覆的措施。

（5）电缆及绞线应卷在线盘上运输、起吊，并妥善包装，运输过程中线盘应直立，固定牢靠。

7．各类电器设备及零配件运到工地应妥善保管，产品有特殊要求的应按工厂要求采取措施，充油设备应按规定定期进行绝缘测试。其试验项目、周期应符合相关规定。

8．所有设备、零配件运到工地，应开箱检查，并做好记录。

（1）确认外包装完好。

（2）装箱单、合格证及说明书齐全。

（3）清点数量，确认规格、型号与设计一致。

（4）外观检查无缺陷。

（5）各类附件、备品备件完好。

9．牵引变电所竣工后，应提交竣工文件。内容包括下列各项：

（1）原设计文件和设计变更图纸、通知。

（2）开、竣工报告、施工组织设计。

（3）竣工工程数量及设备表。

（4）竣工图纸。

（5）产品出厂合格证、说明书、施工安装调试记录、试验报告及有关备品备件移交清单。

变电设备评级的单元划分如下：

1．电力变压器

以一台电力变压器为单元，包括电力变压器的冷却装置、避雷器、中性点接地装置、有载调压装置等。（电力变压器是单相的按照每一单相为单位，避雷器按“相”为单位）

2．断路器

以断路器所连变电设备为单元，包括与断路器连接的电源侧隔离开关、负荷侧隔离开关、接地刀闸、电流互感器、电抗器、耦合电容器、线路避雷器、架构等。（电流互感器、避雷器、耦合电容器按“相”为单位）

3．电力电容器

以一组电力电容器为单元，包括每只电力电容器的跌落熔断器、电缆、放电电压互感器、中性点电流互感器等。（电压互感器、电流互感器按“相”为单位。）

4．电抗器

以一台电抗器为单元，包括电抗器的辅助设备等。

变电设备评级分类如下：

1．一类设备

设备技术健康状况良好，操作灵活，运行安全可靠，外观整洁，无锈蚀、渗漏等缺陷，技术资料齐全，记录填写正确、清晰，设备的绝缘强度与污秽地区的等级相匹配，反事故安全措施及技术措施已完成。

2．二类设备

设备存在一般缺陷，个别次要元部件或次要试验结果不合格不致影响安全运行，或对安全运行影响较小。主要技术资料健全且基本符合实际。检修和预防性试验超周期但不超过半年，设备的绝缘强度接近污秽地区的等级要求，反事故安全措施及技术措施正在执行，尚未完成。

3．三类设备

设备存在严重缺陷或危急缺陷，漏油漏气严重，外观很不整洁，不能保证设备安全可靠运行，设备主要技术资料不齐全。检修和预防性试验超过一个周期以上，设备的绝缘强度低于污秽地区等级要求，反事故安全措施及技术措施没有执行。

一、二类设备均称为完好设备。

输变电设备种类很多，主要包括输电、变电、配电和各种特殊用途电气装备等。绝缘油广泛地应用于变压器、油断路器、充油电缆、电力电容器和套管等输变电设备中，起绝缘、冷却、灭弧的作用，能有效地维护电气设备的正常运行。

输变电系统是一系列电气设备组成的。发电站发出的强大电能只有通过输变电系统才能输送到电力用户。图1给出了变电站主要设备的示意图。图1中除了所示的变压器、导线、绝缘子、互感器、避雷器、隔离开关和断路器等电气设备外，还有电容器、套管、阻波器、电缆、电抗器和继电保护装置等。这些都是输变电系统中必不可缺的设备。

变电设备变压器

变压器是利用电磁感应原理对变压器两侧交流电压进行变换的电气设备。变压器主要构成部分是铁芯、线圈和各种绝缘材料。其中铁芯和线圈都浸在变压器油中，与空气和潮湿气体隔绝。变压器的结构见图2。

变压器油能使变压器的线端之间、高低压线圈之间、线圈和接地铁芯以及油箱壁之间，达到良好的绝缘，而不至于发生短路和电弧。当变压器运行时，电流通过线圈，因电阻引起部分功率损失，称之为“铜耗”。电流通过铁芯时，由于铁芯磁通量发生变化，引起的功率损失，称之为“铁芯损耗”。这两部分功率损耗均以发热的形式表现出来。运行中的变压器油通过冷热循环对流，将热散发到大气中去，从而使变压器的运行温度不至于过高。

通常按变压器电压等级，分成66～110 kV、220～330 kV和500 kV以上等类型。

变电设备高压开关

高压开关是一种电气机械，其功能就是完成电路的接通和切断，达到电路的转换、控制和保护的目的。高压开关是电力T业中重要的输配电设备，在电力系统中起着十分重要的作用。国产500kV气体断路器已在电网中大量使用，110kV、220kV和330kV封闭式组合电器也在电网中大量使用。随着我国城市电网建设速度加快，封闭式组合电器将得到大量的运用。高压开关的主要类型按灭弧介质分为：油断路器、空气断路器、真空断路器、六氟化硫断路器、固体产气断路器、磁吹断路器等。油断路器利用变压器油作为灭弧介质，分多油和少油两种类型。

变电设备阻波器

阻波器是载波通信及高频保护不可缺少的高频通信元件，它阻止高频电流向其他分支分流，起减少高频能量损耗的作用。阻波器通常由电感线圈、调谐元件及避雷器等组成，采用支柱绝缘子或悬式绝缘子支撑，通过红外检测能发现阻波器线圈和各类元件的发热缺陷。常见红外检测发热缺陷及原因如下：

（1）触点接触不良。阻波器引线触点发热，以接线端触点为中心的热像特征明显，主要原因是松动、锈蚀、氧化等原因引起的触点接触不良。

500kV阻波器接线板发热，如右所示。

220kV阻波器接线板发热，热点温度48. 51℃。

35kV阻波器接线板发热，热点温度108.1℃。

（2）本体发热。阻波器本体局部或整体发热，通常故障原因有过载、局部匝间短路等。

500kV阻波器本体发热，表面温度70.4℃，。

330kV阻波器外表面及拉杆温度异常，表面温度66.2℃，如图3所示。

220kV阻波器整体发热，表面温度120.9℃，阻波器过载。

《变电设备在线监测与故障诊断》内容简介：变电设备在线监测与故障诊断是指直接安装在变电设备上可实时记录表征设备运行状态特征量的测量、传输和诊断系统，是实现变电设备状态监测、状态检修的重要手段。

《变电设备在线监测与故障诊断》主要内容包括绪论、变电设备在线监测基础、变电设备在线监测原理、变电设备故障诊断算法、变电设备在线监测抗干扰技术、变压器在线监测、电容型设备绝缘在线监测、金属氧化物避雷器在线监测、绝缘子在线监测、高压开关设备的在线监测、电力电缆在线监测、GIS在线监测、智能电网基础知识、智能变电站。

《变电设备在线监测与故障诊断》可作为高等学校电气工程、检测技术与仪器、自动化等专业本科生和研究生的专业基础课程教材，也可作为电力行业技术人员的参考用书。武玉桂

内容简介

为实现建设“一强三优”现代公司的战略目标和实现“三抓一创”的工作思路，以输变电设备评价标准为基础，完善设备评估机制，有针对性地开展设备整治，进一步提高输变电设备的健康水平和管理工作水平，国家电网公司生产部组织制定了13类输变电设备评价标准和关于开展输变电设备评价工作实施意见。

输变电设备评价标准主要包括110（66）kV～500kV架空输电线路评价标准（试行）、110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）评价标准（试行）、110（66）。kV～500kV交流高压断路器评价标准（试行）、110（66）kV～500kV交流高压隔离开关和接地开关评价标准（试行）、110（66）kV～500kV气体绝缘金属封闭开关设备评价标准（试行）、110（66）kV～500kV电压互感器评价标准（试行）、110（66）kV～500kV电流互感器评价标准（试行）、1OkV～66kV干式电抗器评价标准（试行）、直流电源系统评价标准（试行）、10kV～66kV并联电容器装置评价标准（试行）、72．5kV及以上高压支柱瓷绝缘子评价标准（试行）、110（66）kV～500kV避雷器设备评价标准（试行）和10kV～66kV消弧线圈装置评价标准（试行）。

输变电设备评价工作实施意见主要包括开展输变电设备评价工作的目的、评价内容、实施原则、实施方式、实施要求等方面的内容和要求。

本书可供电力系统的工程技术人员和管理人员使用，也可供其他相关人员学习参2100433B