Монтаж силовых трансформаторов - Филиппишин В.Я., Туткевич А.С.

Author: Филиппишин В.Я. Туткевич А.С.
Tags: электротехника электрические машины и аппараты электронно-и аппаратостроение электричество энергетика трансформаторы энергоиздат силовой трансформатор
Year: 1981
Similar
Обслуживание силовых трансформаторов
Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы. Справочная книга
Text
                    ТРАНСФОРМАТОРЫ
выпуск 38
В. Я. ФИЛИППИШИН,
А. С. ТУТКЕВИЧ
МОНТАЖ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
МОСКВА ЭНЕРГОИЗДАТ 1981
ББК 31.261.8
Ф 53
УДК 621.314.222.6.002.72
Редакционная коллегия:
Г. В. Алексенко, Б. Б. Гельперин, Л. ГТ. Кубарев, С. Д. Лизу-
нов, И. Ю. Мелешко, С. И. Рабинович, С. П. Розанов,
А. В. Сапожников, Л. Н. Шифрин
Филиппишин В. Я-, Туткевич А. С.
Ф 53 Монтаж силовых трансформаторов. — М.: Энер-
гоиздат, 1981. 432 с., ил.— (Трансформаторы;
Вып. 38).
В пер.: 1 р. 40 к.
В книге описаны основные технологические процессы транспорти-
ровки, хранения и монтажа силовых трансформаторов иа напряжение
6—750 кВ, изложены наиболее эффективные методы организации и
ведения монтажных и наладочных работ. Рассмотрены методы устра-
нения некоторых неисправностей, возникающих в процессе монтажа н
начального периода эксплуатации. Приведены основные параметры
трансформаторов и специального оборудования, необходимые при про-
ведении монтажных работ.
Книга предназначена для инженерно-технических работников, за-
нимающихся монтажом и эксплуатацией силовых трансформаторов.
-30307-344
Ф051(01)^81— ,27'81О).	2302030000
ББК 31.261.8
6 П2.1.081
Виктор Яковлевич Филиппишин
Артур Сергеевич Туткевич
МОНТАЖ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Рецензент Ю. И. Рябцев
Редактор Ю. С. Елкин
Редактор издательства Л. А. Реш ми на
Технический редактор А. С. Давыдова
Корректор М. Г. Гулина
ИБ № 1237 («Энергия»)
Сдано в набор 02.02.81 Подписано в печать 13.04.81	Т-05874
Формат 84ХЮ81/з2 Бумага типографская Ks 2 Гари, шрифта литературная
Печать высокая Усл. пвч. л. 22,68 Уч.-изд. л. 25,8 Тираэр 20 000 экз.
Заказ 1047 Цена 1 р.410 К.
Энергоиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Московская тинография № 10 Союзполиграфпрома при Государствен-
ном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной
торговли. 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
© Энергоиздат, 1981
ПРЕДИСЛОВИЕ
На энергетических объектах ежегодно вводится
в эксплуатацию большое количество силовых трансфор-
маторов и автотрансформаторов широкого диапазона
напряжений и мощностей.
Монтаж мощных трансформаторов представляет со-
бой комплекс достаточно сложных технологических опе-
раций, для выполнения которых требуются специальное
технологическое и подъемно-транспортное оборудование,
оснастка, аппаратура и приборы, инструмент. Монтаж
должен проводиться подготовленным и обученным пер-
соналом.
За прошедшие 10—15 лет в конструкции трансфор-
маторов и в технологии их монтажа произошли сущест-
венные изменения, связанные с ростом напряжений и
единичных мощностей трансформаторов, применением
быстродействующих погружных устройств регулирова-
ния напряжения, внедрением специальных защит масла
от окисления, отменой ревизии трансформаторов, освое-
нием новых методов очистки, сушки и дегазации масла,
внедрением новых, более эффективных технологий суш-
ки и подсушки изоляции на монтаже, методов оценки
увлажненности трансформаторов и др. Массовое приме-
нение получили трансформаторы на напряжение 330—
500 кВ, освоен выпуск и монтаж трансформаторов на
напряжение 750 кВ.
В своей книге авторы стремились обобщить много-
летний опыт монтажа трансформаторов на напряжение
от 6 до 750 кВ, имеющийся у Запорожского трансфор-
маторного завода и ведущих электромонтажных трестов
страны.
В книге рассмотрены вопросы организации работ,
подготовки оборудования, оснастки, приборов и мате-
риалов для монтажа. Отдельные главы посвящены важ-
ным технологическим операциям монтажа: перевозке,
хранению трансформаторов, испытаниям, вакуумирова-
нию, заливке, нагреву и подсушке, сушке, монтажу уст-
ройств защиты масла, переключающих устройств, си-
стем охлаждения. Последовательность отдельных мон-
тажных операций и производство непосредственно
сборочных работ описаны в двух главах: в гл. 6—для
трансформаторов мощностью до 100 МВ-А, напря-
жением до ПО кВ и гл. 7 — для мощных трансформато-
ров 220—750 кВ. В отдельных, главах сосредоточены
сведения по оценке состояния изоляции трансформато-
ров по включению трансформаторов в работу и обслу-
живанию их в начальный период эксплуатации, по вы-
явлению и устранению отдельных неисправностей, по
технике безопасности и противопожарным мероприятие
ям при проведении работ.
Авторы надеются, что их книга окажется полезной
инженерам и техникам, занимающимся монтажом и экс-
плуатацией силовых трансформаторов.
Авторы признательны инж. Ю. С. Елкину за боль-
шую работу по редактированию рукописи, инж.
Ю. И. Рябцеву, сделавшему ряд существенных замеча-
ний при рецензировании книги, и инж. Г. Ф. Скоробога-
тову, высказавшему ценные советы при просмотре от-
дельных глав.
Авторы понимают, что их книга не лишена недостат-
ков, и с благодарностью примут все замечания, которые
следует направлять в адрес Энергоиздата: 113114,
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Авторы
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.	НОМЕНКЛАТУРА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Разнообразие применения силовых трансформато-
ров вызвало необходимость изготовления их весьма ши-
рокой номенклатуры. Силовые трансформаторы отлича-
ются номинальной мощностью, классом напряжения,
условиями и режимами работы, конструктивным испол-
нением. В зависимости от номинальной мощности и клас-
са напряжения силовые трансформаторы подразделяют-
ся на несколько групп, так называемых габаритов, 'при-
веденных в таблице.
Номер габари- та	Диапазон_ мощностей, кВ-А	Класс напряжения, кВ
I	До 100	До 35
II	Свыше 100 до 1000	До 35
III	Свыше 1000 до 6300	До 35
IV	Свыше 6300	До 35
V	До 32 000	Свыше 35 до ПО
VI	Свыше 32 000 до 80 000	До 330
VII	Свыше 80 000 до 200 000	До 330
VIII	Свыше 200 000	До 330
	Независимо от мощности	Свыше 330
	Независимо от мощности	Независимо от напряже-
	для ЛЭП постоянного	НИЯ
	тока	
В зависимости от условий работы, характера нагруз-
ки или режима работы силовые трансформаторы разде-
ляются на трансформаторы общего назначения, регули-
ровочные и трансформаторы специального назначения
(шахтные, тяговые, преобразовательные, пусковые,
электропечные и др.).
Промышленностью выпускаются силовые трансфор-
маторы, предназначенные для работы в районах с уме-
ренным, холодным и тропическим климатом, для уста-
новки на открытом воздухе или в помещении.
В зависимости от вида охлаждения различают: су-
хие, масляные трансформаторы и трансформаторы с не-
горючим жидким диэлектриком.
Условное обозначение различных типов трансформа-
торов включает в себя:
1)	буквенное обозначение, характеризующее число
фаз, вид охлаждения, число обмоток и вид переключе-
ния ответвлений. Кроме вышеуказанных обозначений
стандартами и техническими условиями на отдельные
виды исполнений трансформаторов могут предусматри-
ваться дополнительные буквенные обозначения, харак-
теризующие специальные особенности данного типа
трансформатора;
2)	обозначение номинальной мощности и класса на-
пряжения;
3)	обозначение года выпуска рабочих чертежей
трансформаторов данной конструкции; указываются по-
следние две цифры;
4)	обозначение климатического исполнения и кате-
гории размещения по ГОСТ 15150-69.
Буквенное обозначение трансформаторов, приведен-
ное в и. 1, состоит из следующих по порядку букв. Пер-
вая указывает число фаз: О —для однофазных транс-
форматоров; Т — для трехфазных. Следующие одна или
две буквы указывают условное обозначение вида охлаж-
дения согласно приведенному ниже:
Сухие трансформаторы
Естественное воздушное при открытом исполнении .	. С
Естественное воздушное при защищенном исполнении .	. СЗ
Естественное воздушное прн герметичном исполнении . СГ
Воздушное с дутьем ...........................  СД
Масляные трансформаторы
Естественная циркуляция воздуха и масла..........М
Принудительная циркуляция воздуха и естественная цирку-
ляция масла.....................................Д
Естественная циркуляция воздуха и принудительная цир-
куляция масла...................................МЦ
Принудительная циркуляция воздуха и масла .... ДЦ
Принудительная циркуляция воды и естественная цирку-
ляция масла.....................................МВ
Принудительная циркуляция воды и масла............Ц
Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком
Естественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком Н
Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем НД
Буква Т указывает условное обозначение трехобмо-
точных трансформаторов; двухобмоточные обозначения
не имеют. Буква Н указывает условное обозначение
трансформаторов с устройством РПН. Кроме того, для
условного буквенного обозначения трансформаторов
применяют следующие буквы:
Перед условным буквенным обозначением числа фаз для
автотрансформаторов..................................А
После условного обозначения числа фаз для трансформато-
ров с расщепленной обмоткой НН.......................Р
После условного обозначения вида охлаждения для герме-
тичных масляных трансформаторов или с негорючим
жидким диэлектриком с защитой при помощи азотной
подушки .............................................3
В конце условного буквенного обозначения для трансфор-
маторов собственных нужд или для 'линий передачи по-
стоянного тока .	.............................С или П
. Номинальная мощность и класс напряжения указы-
ваются через тире после буквенного обозначения в ви-
де дроби, числитель которой — номинальная мощность
в киловольт-амперах, знаменатель — класс напряжения
трансформатора в киловольтах. Если автотрансформа-
тор имеет обмотку СН напряжением ПО кВ и выше, то
в виде сложной дроби добавляется обозначение класса
напряжения обмотки СН.
Исполнения трансформаторов, предназначенных для
работы в соответствующих климатических районах, обо-
значают следующими буквами:
В районах с умеренным климатом....................У
В районах с холодным климатом ....... ХЛ
В районах с тропическим. климатом.................Т
В зависимости от места размещения при эксплуата-
ции различают следующие исполнения трансформаторов
(по категориям):
Установка на открытом воздухе.....................1
Установка в помещениях, где колебания температуры
и влажности несущественно отличаются от внешней
среды ..........................................2
Закрытые помещения с естественной вентиляцией, где
колебания температуры и влажности значительно
мецьше, чем на открытом воздухе .....	3
Закрытые помещения с искусственно регулируемыми
климатическими условиями .....................4
Помещения с повышенной влажностью ...	5
Примеры условных обозначений:
ТМ-100/10-77У1—трехфазный двухобмоточный трансформатор
с естественным масляным охлаждением, номинальная мощность
100 кВ-А, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1977 г., для рай-
онов с умеренным климатом, установка на открытом воздухе.
ТСЗ-100/10-75УЗ — трехфазный сухой трансформатор защи-
щенного исполнения, номинальная мощность 100 кВ-А, класс на-
пряжения 10 кВ, конструкция 1975 г., для районов с умеренным
климатом, установка в помещениях с естественной вентиляцией.
ТРДНС-40000/35-74Т1 —трехфазный двухобмоточный транс-
форматор с расщепленной обмоткой НН, с принудительной цирку-
ляцией воздуха в системе охлаждения, с РПН, для собственных
нужд электростанций, номинальная мощность 40 МВ-А, класс на-
пряжения 35 кВ, конструкция 1974 г., тропического исполнения,
для наружной установки.
АТДЦНТ-125000/220/110-68У1 —трехфазный трехобмоточный
автотрансформатор с принудительной циркуляцией масла и воздуха
в системе охлаждения, с РПН, номинальная мощность 125 МВ-А,
с обмоткой ВН напряжением 220 кВ и обмоткой СН напряжением
110 кВ, конструкция 1968 г., для районов с умеренным климатом,
для наружной установки.
ТЦ250000/500-76ХЛ1—трехфазный двухобмоточный трансфор-
матор с принудительной циркуляцией масла и воды в системе
охлаждения, номинальная мощность 250 МВ-А, класс напряжения
500 кВ, конструкция 1976 г., для районов с холодным климатом,
для наружной установки.
ОДЦНП-175000/750-75У1 — однофазный трансформатор с при-
нудительной циркуляцией масла и воздуха в системе охлаждения,
с РПН, для линий передачи постоянного тока, номинальная мощ-
ность 175 МВ-А, класс напряжения 750 кВ, конструкция 1975 г.,
для районов с умеренным климатом, для наружной установки.
Основную номенклатуру силовых трансформаторов
составляют масляные трансформаторы, в которых в ка-
честве диэлектрика и охлаждающей жидкости применя-
ется трансформаторное масло.
Сухие силовые трансформаторы выпускаются сравни-
тельно небольшой мощности (I—IV габариты). Сухие
трансформаторы с негерметичным кожухом предназна-
чены для установки только в закрытых помещениях.
Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком
предназначены для работы в местах с повышенной за-
грязненностью и пожароопасностью, где установка су-
хих или масляных трансформаторов недопустима.
i 2. ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ОБЪЕМ
И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ МОНТАЖНЫХ РАБОТ
Объем и последовательность работ по монтажу за-
висят от особенностей конструкции конкретного типа
трансформатора. Активные части современных транс-
форматоров изготовляют неразборными и отправляют к
месту установки в собственном баке. Это вызывает не-
обходимость проведения весьма ответственных и трудо-
емких такелажных работ при разгрузке и доставке на
место установки мощных трансформаторов, имеющих
значительные габаритные размеры и массу.
Применение в качестве изоляции трансформатора ка-
бельной бумаги, трансформаторного масла и других ув-
лажняющихся материалов обусловливает значительный
объем работ, связанных с необходимостью предотвра-
щения увлажнения изоляции и масла в процессе транс-
портировки, хранения, сборки и ревизии трансформато-
ров; контролем за состоянием изоляции и масла; восста-
новлением в случае необходимости электроизоляцион-
ных свойств твердой изоляции и масла.
Необходимая прочность основных узлов активной
части (магнитопровода и обмоток) обеспечивается при
помощи прессовки и стяжки. Такая конструкция креп-
лений вызывает необходимость введения дополнитель-
ных ограничений при перевозках (отсутствие резких
толчков, ограничение ускорений). В случае нарушений
условий транспортировки требуется проведение ревизии
активной части. Трансформаторы с массой более 25 т
оборудуются баками колокольного типа, имеющими ниж-
ний разъем и позволяющими производить в случае не-
обходимости осмотр (ревизию) трансформатора без
подъема активной части.
В связи с транспортными ограничениями мощные
трансформаторы требуют значительного демонтажа пе-
ред перевозкой и проведения повторной сборки и испы-
таний на месте установки.
Объем и последовательность работ по монтажу опре-
деляются также конструктивными особенностями основ-
ных комплектующих узлов трансформаторов (системы
охлаждения, устройств переключения напряжения под
нагрузкой, вида защиты масла трансформатора, типов
высоковольтных вводов). Например, система охлажде-
ния типа М трансформаторов I—III габаритов, как пра-
било, полностью собирается и подсоединяется к транс-
форматору на заводе-изготовителе. Системы охлажде-
ния более мощных трансформаторов с принудительной
циркуляцией масла, воздуха и воды прибывают с заво-
да-изготовителя в демонтированном состоянии и требу-
ют дополнительной промывки, сборки и наладки непо-
средственно на монтажной площадке. Конструкция
системы охлаждения может определять последователь-
ность работ при заполнении трансформатора маслом.
Масляные трансформаторы оборудуются: приборами
для контроля уровня и температуры масла (маслоуказа-
тель, термометр, термосигнализатор); защитными реле
(газовое реле, реле уровня масла) для отключения
трансформатора и сигнализации при нарушении нор-
мального его состояния; встроенными трансформатора-
ми тока для контроля нагрузки и питания цепей элек-
трических защит трансформатора; предохраняющими
устройствами (выхлопная труба, предохранительный
клапан) для предупреждения бака от повреждения.
Системы охлаждения мощных силовых трансформа-
торов комплектуются электрооборудованием (электрона-
сосы, электровентиляторы), аппаратурой и приборами
(шкафы управления, манометры, термосигнализаторы).
При монтаже требуется их проверка и при необходимо-
сти наладка.
Объем подготовки к монтажу, проверки, установки и
наладки вышеуказанной аппаратуры занимает значи-
тельное место в общем объеме монтажных работ и за-
висит от конструктивных особенностей этой аппаратуры.
Необходимые для монтажа сведения и технические
данные трансформатора, отдельных его частей (актив-
ной части, бака), комплектующих узлов, аппаратуры и
приборов приводятся в сопроводительной технической
документации на трансформатор. На баке каждого
трансформатора имеется паспортная табличка, в кото-
рой указываются товарный знак завода-изготовителя,
заводской номер, основные номинальные данные транс-
форматора, масса трансформатора и отдельных его ча-
стей, год выпуска.
В приложении I приведены габаритные размеры,
масса и конструктивные особенности силовых масляных
трансформаторов общего назначения II—VIII габаритов.
Выполнение работ по транспортировке, хранению,
сборке и испытаниям специальных силовых трансформа-
торов (электропечных,преобразовательных и др.) и
реакторов в основном аналогично выполнению этих ра-
бот на силовых трансформаторах общего назначения,
имеющих соответствующие массу, габаритные размеры,
класс напряжения, номинальные мощности и тип охлаж-
дения. Специальные требования по их монтажу, связан-
ные с особенностями их конструкции и режимов работы,
оговариваются в сопроводительной технической докумен-
тации на каждый тип трансформатора.
1.3.	ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ В СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ
КОНСТРУКЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ МОНТАЖА ТРАНСФОРМАТОРОВ
Одним из основных направлений совершенствования
конструкции трансформаторов, определяющих объем
монтажных работ, является повышение заводской готов-
ности отправляемых с завода трансформаторов, умень*
шение в связи с этим объемов работ на монтажной пло-
щадке, повышение качества их выполнения. Важную
роль в этом направлении имеют следующие мероприя-
тия.
1.	Применение большегрузных железнодорожных
транспортеров, позволяющее отгружать практически все
типы трансформаторов (кроме нескольких сверхтяже-
лых типов) залитыми маслом в собственных баках, что
существенно улучшает условия сохранения изоляции при
транспортировке и хранении трансформаторов.
2.	Уменьшение объема работ, требующих разгермети-
зации трансформатора. Следует отметить, что выполнен-
ные ранее работы по отмене обязательного осмотра
(ревизии) активной части трансформатора значительно
упростили ведение монтажных работ, упразднили та-
кие сложные операции при монтаже, как подъем актив-
ной части или колокола бака, В настоящее время разра-
ботаны конструктивные мероприятия, позволяющие уста-
навливать высоковольтные вводы ПО—330 кВ без слива
масла из бака трансформатора, что значительно упро-
щает монтажные работы, существенно улучшает усло-
вия для сохранения изоляции трансформатора.
3.	Применение в трансформаторах новых, более со-
вершенных конструкций основных комплектующих узлов
(системы охлаждения, устройств регулирования напря-
жения под нагрузкой, высоковольтных вводов и др.).
Применение навесных, прошедших контрольную
сборку на заводе систем охлаждения делает ненужными
трудоемкие работы по сборке и сварке маслопроводов,
чистке и промывке их внутренних поверхностей. Приме-
нение групповых, собранных на заводе охлаждающих
устройств (ГОУ) сводит монтажные работы лишь
к подсоединению входа и выхода системы охлаждения
к баку.
Новые конструкции трансформаторов оборудуются в
основном встроенными переключающими устройствами,
монтаж которых производится на заводе-изготовителе.
На месте установки трансформатора производится не?
значительный объем работ по подготовке устройства к
работе. Применение в трансформаторах высоковольтных
вводов герметичной конструкции сократило объем работ
по их подготовке к монтажу и хранению. Однако при-
нятое в трансформаторостроении направление по созда-
нию более экономичных конструкций трансформаторов,
трансформаторов предельных мощностей и сверхвысоко-
го напряжения и неразрывно связанное с этим повыше-
ние удельных нагрузок на активные и изоляционные
материалы вызывает повышение требований к выполне-
нию отдельных технологических операций. Повышаются
требования к защите изоляции от окружающей среды,
к очистке приготовленного к заливке масла от влаги,
газа и механических примесей, к термовакуумной обра-
ботке изоляции и масла. Это требует применения при
монтаже более совершенных технологий термовакуум-
ной обработки твёрдой изоляции и масла трансформа-
тора, широкого внедрения методик, приборов и аппара-
туры по измерению влаго- и газосодержания масла, со-
держания механических примесей в масле и других па-
раметров и характеристик твердой изоляции и масла.
В совершенствовании технологии работ по монтажу
трансформаторов можно отметить следующие основные
направления:
1. Упрощение безрельсовой перевозки трансформато-
ров путем применения современных большегрузных ав-
тотрайлеров, повсеместного отказа от дорогостоящей и
опасной перевозки на санях; комплексная механизация
погрузочно-разгрузочных работ.
. 2. Совершенствование оборудования, применяемого
для выполнения технологических операций при монта-
же, создание новых типов специального оборудования,
а также комплексов оборудования, выполняющих все
необходимые при монтаже трансформаторов технологи”
ческие операции (подготовку и заливку масла, вакууми-
рование трансформаторов, дегазацию, прогрев и цирку-
ляцию масла в трансформаторе). Создание подобных
комплексных многоцелевых технологических установок
на подвижных платформах позволит централизованно
проводить эти работы в энергосистемах и на крупных
станциях.
3. Внедрение новых эффективных технологий обра-
ботки изоляции и масла, а также оценки состояния изо-
ляции, позволяющих получить высокое качество работ
при сравнительно низких затратах. К таким технологиям
следует отнести защиту изоляции при помощи сухого
воздуха, сушку и подсушку трансформаторов при помо-
щи ловушки вымораживания; сушку методом разбрыз-
гивания горячего масла на активной части при низком
остаточном давлении и вымораживании водяных паров.
Весьма перспективно широкое применение методов
непосредственной оценки увлажнения изоляции транс-
форматоров по влагосодержанию образцов изоляции,
установленных на активной части, по влагосодержанию
наполняющих бак трансформатора газов и др.
ГЛАВА ВТОРАЯ
ТРАНСПОРТИРОВКА, ПОГРУЗКА И ВЫГРУЗКА
ТРАНСФОРМАТОРОВ
2.1. ДЕМОНТАЖ И ОТПРАВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
С ЗАВОДА-ИЗГОТОВИТЕЛЯ
Транспортировка трансформаторов до места установ-
ки является важнейшей технологической операцией, во
многом определяющей сохранность трансформатора.
Основным видом транспортировки является железнодо-
рожный транспорт. Если на подстанции или станции не
имеется подъездных железнодорожных путей, после раз-
грузки с железной дороги трайсформаторы доставляют
к месту установки нерельсовым транспортом.
Значительная масса и габаритные размеры мощных
силовых трансформаторов на напряжение ПО—750 кВ
не позволяют обеспечить их транспортировку в собран-
ном виде, поэтому перед отправкой с завода их частич-
но демонтируют. Объем демонтажа трансформатора оп-
ределяется железнодорожными ограничениями по массе
И габаритам, а также Требованиями пр сохранности
трансформатора и его комплектующих узлов. Для транс-
форматоров предельных мощностей и на сверхвысокое,
напряжение транспортные ограничения являются основ-
ными требованиями, определяющими конструкцию их
активной части и бака.
Демонтаж производят на основании конструкторско-
го технического документа (ведомость демонтажа), оп-
ределяющего не только его объем, но и способ упаковки
и транспортировки трансформатора, его комплектующих
узлов и деталей. Ведомость демонтажа входит в комп-
лект сопроводительной технической документации транс-
форматора и используется также в период проверки
комплектности поставки и сборки трансформатора.
Трансформаторы на напряжение до 35 кВ, мощно-
стью до 1,6 МВ-А, имеющие систему охлаждения типа
М, транспортируются полностью собранными и залиты-
ми маслом. Трансформаторы мощностью 1,6 МВ-А и
более транспортируют с демонтированной системой ох-
лаждения. Радиаторы и охладители отправляют, как
правило, без дополнительной упаковки. Для защиты их
внутренних полостей от загрязнения и увлажнения вход-
ные и выходные патрубки радиаторов и охладителей
закрывают заглушками с резиновыми уплотняющими
прокладками. Так же транспортируют патрубки масло-
провода системы охлаждения типа ДЦ и Ц. Остальные
комплектующие детали системы охлаждения транспор-
тируют упакованными в деревянных ящиках.
Перед отправкой трансформаторов с завода произ-
водят демонтаж всех выступающих за очертания желез-
нодорожного габарита комплектующих узлов и деталей
(вводов, установок трансформаторов тока, расширителя,
выхлопной трубы и др.). Демонтажу подлежат также
легко повреждаемые узлы и детали трансформатора,
например низковольтные вводы напряжением до 35 кВ,
газовое реле и др. В некоторых трансформаторах на
напряжение до 35 кВ вводы не демонтируются, а на вре-
мя транспортировки закрываются защитным кожухом.
После демонтажа комплектующих узлов подготав-
ливают активную часть к транспортировке в баке транс-
форматора. В процессе подготовки активную часть рас-
крепляют в баке, укладывают и закрепляют отводы,
устанавливают и закрепляют бакелитовые цилиндры вы-
соковольтных вводов (если они транспортируются внут-
ри бака трансформатора).
Активную часть трансформаторов на напряжение
до 35 кВ раскрепляют только в верхней части бака. При-
чем, если активная часть жестко крепится на крышке
бака, для ее раскрепления применяют винты, вворачи-
ваемые снаружи в стенки бака, внутри бака они упира-
ются в предусмотренные конструкцией опорные площад-
ки на верхних ярмовых балках активной части. Для
обеспечения маслоплотности трансформатора винты с
внешней стороны бака герметизируют металлическими
стаканами и уплотняющими прокладками. Если актив-
ная часть не соединена с крышкой, ее раскрепление
производят, внутри бака при помощи болтов, скоб и
других приспособлений.
Активные части мощных трансформаторов на напря-
жение 110—750 кВ раскрепляют в верхней и нижней ча-
стях бака трансформатора при помощи винтовых дом-
кратов. В нижней части бака активную часть обычно
раскрепляют с обеих сторон в продольном направлении.
В верхней части бака активные части раскрепляются
со всех сторон бака в продольном и поперечном на-
правлениях. Количество домкратов зависит от особенно-
стей конструкции трансформатора. Домкраты могут
устанавливаться внутри бака трансформатора с упором
в стенку бака и активной части или проходить сквозь
стенку бака. Доступ к домкратам, расположенным внут-
ри бака, осуществляется через люки. Если домкраты
проходят сквозь стенку бака, для обеспечения масло-'
плотности трансформатора их герметизируют заглуш-
ками с уплотняющими прокладками.
Во избежание повреждения отводы обмоток, пред-
назначенные для подсоединения к вводам, укладывают
и привязывают к конструктивным деталям, расположен-
ным в верхней части активной части. В некоторых транс-
форматорах для закрепления отводов устанавливают
транспортные детали, которые удаляют в процессе мон-
тажа.
На время транспортировки бакелитовые цилиндры
вводов закрепляют на транспортном фланце. Причем на
одном фланце могут быть закреплены несколько цилинд-
ров различного диаметра. Собранные на фланце баке-
литовые цилиндры устанавливают внутрь бака через
предназначенные для монтажа высоковольтного ввода
люки, а фланец крепят к баку через уплотняющие про-
кладки.
Б некоторых трансформаторах, отправляемых без
масла, на время транспортировки внутри бака устанав-
ливают патрон, заполненный сухим силикагелем, пред-
назначенный для осушки воздуха или азота в баке.
Патрон крепят к заглушке, устанавливаемой на одном
из отверстий демонтированного ввода.
Упаковку активной части производят согласно чер-
тежу «Демонтаж активной части», который входит в
комплект технической документации трансформатора.
После окончания работ по подготовке к транспорти-
ровке активной части бак трансформатора надежно'гер-
метизируют. Образовавшиеся после демонтажа комплек-
тующих узлов отверстия закрывают транспортными за-
глушками с уплотняющими прокладками.
Перед отправкой трансформаторов с завода особое
внимание уделяется мероприятиям по обеспечению со-
хранности их изоляции во время транспортировки и хра-
нения в результате воздействия на нее окружающей сре-
ды.. Для этого трансформаторы герметизируют и запол-
няют трансформаторным маслом. Герметичность
трансформатора проверяется путем создания в баке
избыточного давления масла, сухого азота или воздуха
в зависимости от способа транспортировки трансформа-
тора. Способ защиты изоляции от воздействия окружаю-
щей среды определяется транспортным состоянием
трансформатора и из-за транспортных ограничений за-
висит от его массы и габаритных размеров.
Трансформаторы, отправляемые с установленным
расширителем, заполняют маслом до необходимого уров-
ня масла в расширителе. Для сообщения расширителя
с окружающим воздухом устанавливают воздухоосуши-
тель, заполненный сухим силикагелем. Этот способ при-
меняют в основном для трансформаторов на напряже-
ние до 35 кВ небольшой мощности (примерно до
10 МВ-А).
Трансформаторы, отправляемые без установленного
расширителя, заполняют маслом до уровня 200—250 мм
от верхней крышки бака. Предназначенное для компен-
сации температурных изменений масла свободное про-
странство в баке заполняют сухим, азотом или воздухом
и надежно герметизируют. Этот способ применяется в
основном для трансформаторов на напряжение НО—
500 кВ и мощных трансформаторов на напряжение
35 кВ,
Некоторые трансформаторы, в основном предельных
мощностей и на сверхвысокое напряжение, отправляют
с завода без масла. При этом тщательно герметизиро-
ванный бак трансформатора заполняется сухим азотом
или воздухом до избыточного давления 15—50 кПа. На
время транспортировки и временного хранения к транс-
форматору подсоединяется установка беспрерывной
подпитки бака сухим азотом, обеспечивающая поддер-
жание в нем избыточного давления не менее 15 кПа в
течение 30 сут. Принципиальная схема установки пока-
зана на рис. 2.1.
Рис. 2.1. Схема установки подпитки трансформаторов азотом в пути.
1 — баллон с азотом; 2— вентиль; 3— осушитель; 4— манометр; 5 — редук-
тор; ’ 6-— регулировочный винт редуктора; 7 — сопло расходное; 8 — клапан
предохранительный; 9 — регулировочный вннт предохранительного клапана;
10— бак трансформатора; // — предохранительный клапан редуктора.
Установка подсоединяется гибким шлангом к специальному
крану трансформатора. При утечке азота в бак трансформатора
азот поступает из баллонов высокого давления установки, и таким
образом поддерживается заданное давление азота в баке транс-
форматора. При этом поступающий из баллонов азот вначале осу-
шается в адсорбционном осушителе, а затем редуцируется до дав-
ления 200—500 кПа. Установка обеспечивает поддержание задан-
ного давления азота в баке только в случае, когда утечка его из
бака не превышает установленного расхода азота через установку.
Расход азота через установку обеспечивается при помощи сопла.
Если утечка азота из бака меньше расхода его из установки, часть
поступающего азота выбрасывается в атмосферу через предохра-
нительный клапан, настроенный на поддержание требуемого значе-
ния давления азота в баке трансформатора.
Ниже приведены технические данные установки поддержания
давления в баках трансформаторов, изготавливаемой в ПО «За-
порожтрансформатор»:
Максимальный расход азота через установку, м3/сут 0,75
Максимальное избыточное давление азота, создаваемого
установкой в баке, кПа ....	-		50
Минимальное избыточное давление азота, создаваемого
в баке, кПа.................................. Ю
Емкость одного баллона с азотом, л................40
Начальное давление азота в баллоне, МПа, при темпе-
ратуре 20°С не менее .............................11,5
Масса одного баллона с азотом, кг ’...............50”
Масса установки, кг.................... '	435
Габаритные размеры (длина, ширина, высота), мм .	. 1840Х
Х1700Х
Х300
Если давление в баллонах снизится до значений 200—500 кПа,
их необходимо заменить новыми. Давление азота в предназначен-
ных для замены новых баллонах должно быть не меньше значе-
ний, приведенных ниже:
Температура
окружающего
воздуха, °C . 30	20	10	5	0 —5 —10 —20 —30
Минимальное
давление в
баллоне, мПа 11,9 11,5 11,15 11,0 10,8 10,6 10,5 10,15 9,8 5
Перед применением баллона с азотом необходимо
удалить сконденсированную в нем влагу. Для этого его
необходимо перевернуть вниз вентилем и после выдерж-
ки в таком состоянии в течение не менее 8 ч на не-
сколько секунд приоткрыть вентиль до полного удале-
ния воды. После закрепления новых баллонов на уста-
новке необходимо при закрытом вентиле на радиаторе
мыльным раствором проверить герметичность их венти-
лей и мест соединения с трубопроводом. При замене
баллонов вентиль на баке трансформатора должен быть
закрыт.
При перевозке трансформаторов с маслом опасность
ухудшения изоляции значительно меньше, чем при пере-
возке их без масла.
На трансформаторных заводах для контрольной
сборки и испытания трансформатора обычно применя-
ются инвентарные вводы, а высоковольтные вводы, пред-
назначенные для установки на трансформатор, отправ-
ляют в упаковке завода — изготовителя вводов. Спосо-
бы упаковки вводов описаны в § 3.3.
Установки трансформаторов тока отправляют без упа-
ковок. Перед отправкой отверстия в установках закры-
вают заглушками с уплотняющими прокладками, кожух
установки заполняется трансформаторным маслом. Спо-
собы транспортировки переключающих устройств рас-
смотрены в гл. 9. Расширитель, выхлопная труба, тер-
мосифонные и адсорбные фильтры, каретки, катки и
другие металлические конструкции отправляются без
упаковки. Аппаратуру, крепеж, контрольный кабель,
.запасные части и детали транспортируют в деревянных
ящиках.
2.2. ТРАНСПОРТИРОВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО ЖЕЛЕЗНОЙ
ДОРОГЕ
Железнодорожный транспорт является основным ви-
дом транспортировки трансформаторов на дальние рас-
стояния. Трансформаторы транспортируют на железно-
дорожных платформах и специальных транспортерах
различной грузоподъемности. При перевозке трансфор-
маторов по железной дороге должны быть выполнены
требования по погрузке и креплению груза на подвиж-
ном составе.
Завод-изготовитель разрабатывает схему погрузки и
расчет креплений трансформатора на платформе или
транспортере. Документацию по. погрузке и креплению
трансформаторов на платформе согласовывают с управ-
лением дороги, в пределах которой производится • по-
грузка трансформатора. Схема погрузки и расчет креп-
лений мощных трансформаторов нй железнодорожных
транспортерах согласовываются с соответствующим уп-
равлением железной дороги с утверждением этих доку-
ментов отделом негабаритных перевозок Главного управ-
ления движения МПС СССР.
При погрузке трансформаторов должны быть выпол-
нены следующие основные требования:
1. Погруженный на железнодорожную платформу
или транспортер трансформатор с учетом его упаковки
и крепления должен размещаться в пределах установ-
ленного железнодорожного габарита.
2. Расположение и крепление трансформатора на
железнодорожной платформе или транспортере должны
обеспечивать равномерную загрузку всех вагонных те-
лежек, не должны допускаться смещение и опрокидыва-
ние трансформатора при воздействии на него предельно
допустимых нагрузок в процессе транспортировки.
Железнодорожным габаритом (рис. 2.2,а) называет-
ся предельное поперечное очертание, перпендикулярное
оси пути, в котором должен помещаться погруженный
на открытый подвижной состав груз (с учетом упаковки
и крепления) при нахождении подвижного состава на
прямом горизонтальном пути и совмещении в одной
вертикальной плоскости продольных осей подвижного
состава и пути. Размеры очертания габаритов груза
определяются условиями обеспечения безопасности дви-
жения встречных поездов, соблюдения допустимых рас-
стояний между транспортируемыми грузами и сооруже-
ниями вблизи железнодорожных путей.
зао
Рис. 2.2. Габаритные очертания трансформатора.
a — железнодорожный габарит; б — очертания негабаритностей трансформа-
тора; 1 — уровень верха головки рельса; 2 — зона верхней негабаритности;
3 — зона боковой негабаритности.
Допускается перевозка железнодорожным транспор-
том негабаритных грузов. Негабаритным считается та-
кой груз, который, будучи погружен на подвижной со-
став, превышает установленный железнодорожный габа-
рит. В зависимости от места выхода за габаритные
очертания грузы могут иметь боковую, верхнюю или
нижнюю негабаритность.
В зависимости от выхода размеров груза за габарит-
ные очертания боковая и верхняя негабаритности под-
разделяются: боковая — на пять степеней: О, I, II, III,
IV; верхняя — на три степени: О, II и III. Нижняя нега-
баритность степеней не имеет и допускается в исключи-
тельных случаях. Примеры очертаний боковой и верхней
негабаритностей показаны на рис. 2.2,6.
Грузы, которые при погрузке на подвижной состав
выходят за пределу очертания верхней негабаритности
Ill степени, боковой IV степени на высоте более 3600 мм
от уровня головки рельса и за габариты погрузки на
высоте более 5300 мм, относятся к сверхнегабаритным.
Перевозки их по железной дороге осуществляются с
разрешения Главного управления движения МПС СССР.
Для обеспечения равномерной нагрузки на оси теле-
жек трансформатор размещают на транспортере таким
образом, чтобы центры их тяжести были расположены
на одной вертикальной оси. Отклонения не должны пре-
вышать допустимого для данного размера транспорте-
ра значения. Для предохранения от смещения и опроки-
дывания трансформаторов в процессе транспортирова-
ния их жестко закрепляют на транспортере или плат-
форме.
При расчете крепления учитывают следующие воз-
действующие на трансформатор в процессе перевозки
силы:
1)	продольные горизонтальные инерционные силы,
возникающие при соударении вагонов при. движении
поезда во время маневров, спуска с горок и в процессе
торможения;
2)	поперечные горизонтальные инерционные силы,
возникающие при движении вагона в кривых;
3)	вертикальные силы, вызванные ускорениями при
колебаниях движущегося вагона;
4)	силы давления ветра, трения, вес груза.
Для перевозки мощных трансформаторов, имеющих
значительную массу и габаритные размеры, применяют
многоосные транспортеры площадочного или сочленен-
ного типа, технические данные которых приведены в
приложении II. Транспортеры площадочного типа пред-
ставляют собой несущую раму (площадку), которая
опирается при помощи поворотных подпятников на мно-
гоосные тележки. С целью уменьшения транспортных
габаритных размеров груза погрузочная часть несущей
рамы опущена ниже верхнего уровня тележек.
Крепление трансформаторов на транспортере обычно
осуществляется следующим образом. На погрузочную
площадку транспортера укладывают металлический лист
толщиной 10—12 мм, который закрепляют скобами к
бортам транспортера. Поверх листа укладывают дере-
вянные брусья, на которые помещают трансформатор.
Брусья укладываются вдоль поперечной оси трансфор-
матора. К металлическому листу приваривают упоры,
(препятствующие смещению транс орматора. БерхняЗГ
1часть некоторых трансформаторов при помощи прово-
лочных растяжек закрепляется к имеющимся на транс-
портере транспортным креплениям. Для примера на
|рис. 2.3 показан способ крепления трансформатора типа
ТДТН-40000/110 на площадочном транспортере грузо-
Рис. 2.3. Схема крепления трансформатора типа ТДТН-40000/110 на
площадочном железнодорожном транспортере.
О — ось центра тяжести трансформатора и транспортера.
подъемностью 120 т. В приложении XVII рассмотрена
методика расчета крепления трансформатора на желез-
нодорожном площадочном транспортере и дан пример
расчета крепления трансформатора ТДТН-40000/110-76.
На рис. 2.4 показано крепление трансформатора на
сочлененном транспортере грузоподъемностью 400 т.
Рис. 2.4. Схема крепления трансформатора на сочлененном желез-
нодорожном транспортере грузоподъемностью 400 т.
/ — трансформатор; 2 — упорная площадка; 3 — валик: 4 — несущая ферма;
5 — водило; 6 — катковая опора: 7 — гидродомкрат.
Трансформатор подвешивают между раздвигающимися
половинами транспортера на проушинах консолей с по-
мощью валиков. Под действием собственной массы
трансформатор защемляется между упорами верхних
поясов консолей. Таким образом, трансформатор участ-
вует в передаче как тяговых, так и сжимающих усилий.
Система консоли-—груз образует верхнее строение
транспортера, которое посредством двух четырехкатко-
вых опор передает нагрузку на соединительные балки,
а далее через промежуточные и концевые балки — на
многоосные тележки. В верхних поясах консолей имеют-
ся упоры, выполненные в два яруса на расстоянии 2550
и 3100 мм от оси соединительного валика проушины,
для перевозок трансформаторов с различными присое-
динительными размерами. Транспортер оборудован дву-
мя системами гидроподъемников -с ручным приводом, ко-
торые служат для обеспечения погрузки и разгрузки
трансформатора.
2.3.	БЕЗРЕЛЬСОВАЯ ТРАНСПОРТИРОВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
а)	Общие технические требования
Безрельсовая транспортировка трансформаторов осу-
ществляется специализированными организациями. Для
обеспечения сохранности трансформаторов в период пе-
ревозки необходимо выполнять нижеописанные общие
технические требования по безрельсовому транспорти-
рованию трансформаторов.
Грузоподъемность и механическая прочность транс-
портного средства должны соответствовать расчетным
нагрузкам, т. е. транспортной массе с учетом возникаю-
щих при транспортировке дополнительных нагрузок.
База (расстояние между крайними точками опоры на
грунт по оси движения) и колея (расстояние между
крайними точками опоры на грунт по оси, перпендику-
лярной направлению движения) транспортного средства
должны быть достаточными для обеспечения необходи-
мого запаса устойчивости системы трансформатор —
транспортное средство, при воздействии на нее расчет-
ных нагрузок. Размеры грузовой платформы транспорт-
ного средства должны допускать свободную установку
на нее трансформатора в транспортном состоянии. Меж-
ду дном трансформатора и платформой должны . быть
проложены деревянные брусья.
Платформа должна быть достаточно жесткой и обес-
печивать равномерное распределение массы трансфор-
матора- как между отдельными выложенными на ней
опорными деревянными брусами, так и по длине каждо-
го бруса. Количество брусьев, прокладываемых на плат-
форме для установки на них трансформатора, места их
расположения под днищем трансформатора указывают
в чертеже завода-изготовителя «Установка и крепление
трансформатора на железнодорожном транспортере
(платформе)». Если таких указаний нет, брусья прокла-
дывают по малой оси трансформатора в местах крепле-
ния кареток, количество их должно быть равным числу
пар кареток. После погрузки брусья должны выступать
за днище на 100—150 мм. Высота бруса должна обес-
печивать зазор между элементами бака трансформатора
и платформы не менее 15 мм. Отношение ширины бруса
к его высоте должно быть не менее 2.
На платформе трансформатор необходимо устанав-
ливать таким образом, чтобы его большая ось совпада-
ла с направлением движения, а расположение .центра
тяжести трансформатора на платформе позволяло обес-
печивать по возможности равные значения коэффициен-
та запаса устойчивости системы трансформатор — транс-
портное средство во взаимно противоположных направ-
лениях. Коэффициент запаса устойчивости следует при-
нимать не менее 1,5.
Схема крепления трансформатора на платформе вы-
полняется аналогично креплению трансформатора на
железнодорожном подвижном составе. Во всех случаях
крепление трансформатора следует производить за
предусмотренные для этого устройства на баке. Крепле-
ние трансформатора должно быть рассчитано на воз-
никающие в процессе транспортировки воздействия при
наиболее неблагоприятном их сочетании.
Средства тяги и торможения, скорости и ускорения,
наклоны при транспортировке определяются значением
допустимых при этом нагрузок на трансформатор, кото-
рые должны быть не более: в продольном направлении
20% транспортной массы трансформатора, а при отсут-
ствии боковых нагрузок 50%; в поперечном и вертикаль-
ном направлении соответственно 23 и 30% транспортной
массы трансформатора.
б)	Перевозка трансформаторов на автотрамлерах и прицепах
Основные типы применяемых для перевозки транс-
форматоров автотрайлеров и прицепов и их технические
данные приведены в приложении III. Тип трайлера вы-
бирается в зависимости от транспортных габаритных
размеров и массы трансформатора. Трайлер в процессе
перевозки не должен быть перегружен. Крепление транс-
форматора на трайлере рассчитывают и выполняют с
учетом воздействия при его перевозке наибольших до-
полнительных нагрузок. Производство погрузочных и
разгрузочных работ при перевозке трансформаторов ав-
тотрайлерами рассматривается в § 2.3.
Трайлер 4МЗАП5540 предназначен для перевозки
тяжеловесных грузов по горным дорогам. Правила
установки трансформатора на трайлер оговорены спе-
циальными инструкциями.
Погруженный на трайлер трансформатор транспорти-
руют к месту установки при помощи автотягачей. Основ-
ные технические данные применяемых для транспор-
тировки трансформаторов автотягачей- приведены в
приложении IV. Количество тягачей для перевозки транс-
форматора определяют по значению необходимого тяго-
вого усилия. Требуемое тяговое усилие рассчитывают по
самым худшим условиям перевозки трансформаторов.
Тяговую силу каждого тягача, Н, определяют, исхо-
дя из мощности установленного двигателя, по формуле
F^N^/V,	(2.1)
где N— мощность двигателя, Вт; V — скорость движе-
ния, м/с; т]—КПД, для тягачей принимают т]=0,85.
Сопротивление движения трайлера W вычисляют по
формуле
UZ=(P+Q). (Го+Г4),	(2.2)
здесь IFo — удельное сопротивление движения на пря-
мом горизонтальном участке пути, Н/т; Wi — дополни-
тельное удельное сопротивление на подъеме, Н/т; Р—•
масса тягача, т; Q.— масса груженого трайлера, т.
Значения IFo зависят от типа дороги и приведены
ниже:
Вид дорожного покрытия	Асфальтовое Булыжное Грунтовое
Wo, Н/т................ 200	400	800
Значение W, вычисляют по формуле
Wi= 10 000i,	(2.3)
где i — уклон пути, % -
При подъеме значение W-L имеет знак плюс, а при
спуске знак минус.
Сила тяги FK тягача во избежание буксования не
должна превышать силы сцепления колес с грунтом:
ССфРсц,	(2.4)
где Рсц — сцепная масса тяговых средств, т. е. часть мас-
сы, приходящаяся на ведущие колеса; <р — коэффициент
сцепления.
Сцепная масса зависит от конструкции тягового
средства и массы балласта. Для увеличения значения
Рсц тягачи нагружают балластом. Для приближенных
расчетов можно принимать, что сцепная масса равна
массе тягача с балластом.
Коэффициент сцепления зависит от типа и характера
дороги. Его значения для автотягачей приведены ниже:
Тип дороги	Поверхность дороги	<Р
Грунтовая	Сухая	0,6
	Мокрая	0,3
С твердым покрытием	Сухая	0,6
	Мокрая	0,4
Снежная	Обледеневшая	0,18
	Замерзшая	0,21
	Мокрая	0,15
Определяем количество тягачей:
n=W/F.	(2.5)
Перевозка трансформаторов на трайлере (прицепе)
производится по дорогам, имеющим твердое покрытие в
виде асфальта, бетона и т. д. Трасса транспортировки
должна быть ровной, не иметь значительных уклонов
(более 15%) и крутых поворотов. Имеющиеся на трассе
сооружения (мосты, насыпи и др.) должны быть рас-
считаны на грузоподъемность массы автопоезда. Следу-
ет иметь в виду, что имеющиеся на трассе неровности
могут привести к неравномерной нагрузке на колеса
трайлера и вызвать его поломку, поэтому перед транс-
портировкой трассу тщательно подготавливают. Имею-
щиеся на трассе выбоины и повреждения засыпают щеб-
нем и укатывают катками. Не рассчитанные на требуе-
мую для перевозки трансформатора грузоподъемность
сооружения должны быть усилены. К началу перевозки
должен быть решен вопрос проезда через имеющиеся на
трассе и препятствующие движению автопоезда соору-
жения и коммуникации (высоковольтные линии, водо- и
газопроводы и др.). Этот вопрос решается совместно С
организациями, в чьем ведении находятся эти сооруже-
ния.
Для перевозки крупногабаритных трансформаторов
разрабатывают проект организации работ (ПОР), в ко-
тором указывается согласованное с МПС место разгруз-
ки трансформатора с железнодорожного транспорта,
приводятся выполненные технические расчеты схемы пе-
ревозки, согласованные с местными органами власти и
организациями, в ведении которых находятся располо-
женные на трассе сооружения. Составляют смету стои-
мости производства работ.
На основании ПОР организация, которой поручена
перевозка трансформатора, разрабатывает проект про-
изводства работ (ППР). В ППР производят расчет не-
обходимых тяговых усилий и выбор типа и количества
гягачей, приводят подробную характеристику трассы, раз-
рабатывают способы прохождения различных участков
пути, определяют состав и квалификацию бригады, при-
водят перечень необходимых механизмов, оборудования
и материалов, дают указания по соблюдению техники
безопасности при транспортировке. В ППР также раз-
рабатывают способы разгрузки и погрузки трансформа-
тора, которые описаны в § 2.3.
Для перевозки трансформатора назначают ответст-
венного руководителя из числа инженерно-технических
работников, который в своей деятельности руководству-
ется ПОР и ППР.
Если масса трансформатора с маслом больше грузо-
подъемности автотрайлера, то на время перевозки допу-
скаются слив масла в чистую емкость и заполнение
грансформатора сухим азотом. Подготовка азота перед
подачей его в бак описана в § 2.1. При этом необходи-
мо принять меры по обеспечению герметичности транс-
форматора на все время перевозки.
Перед началом перевозки производят профилактиче-
ский осмотр подвижного состава, устанавливают прави-
ла подачи сигналов при движении. Все операции по пе-
ремещению трансформатора производят по сигналам от-
ветственного за перевозку либо лица, им уполномочен-
ного. Аварийную остановку производят немедленно по
сигналу любого члена бригады, производящей пере-
возку.
Ь процессе транспортировки делают периодические
остановки для осмотра состояния трайлера, положения
на нем трансформатора, проверки состояния узлов креп-
ления тягачей. При длительных остановках площадку
трайлера опускают на специальные упоры или шпаль-
ную выкладку для уменьшения нагрузки на баллоны и
рессорную часть.
Рис. 2.5. Схема транспортировки мощного трансформатора на авто-
трайлере.
А— ось трансформатора и трайлера; ЦТ — центр тяжести; 1 — толкач; 2 —
кабина оператора; 3—брус деревянный; 4 — трансформатор; 5 — растяжка;
6 — автотрайлер; 7 — тягач; 8 — дышло; 9 — балласт.
На рис 2.5 показан автопоезд при перевозке транс-
форматора по горизонтальным участкам и на подъемах.
При спусках схему изменяют: впереди ставят один тя-
гач, два других располагают последовательно сзади
для торможения. Перед проездом через имеющиеся на
трассе мосты, грузоподъемность которых соизмерима с
массой автопоезда, производят рассредоточение груза
путем удаления тягачей от трайлера и друг от друга на
8—10 м.
Тягачи соединены с трайлером при помощи жесткой
сцепки. Скорость движения автопоезда на горизонталь-
ных участках трассы не должна превышать 8 км/ч, на
спусках и подъемах 3 км/ч, через мосты и другие соору-
жения 0,5 км/ч.
в]	Особенности транспортировки трансформаторов
на санных прицепах
Транспортировка трансформаторов на санных прице-
пах является наиболее трудоемкой и опасной из всех
применяемых в настоящее время способов безрельсовой
перевозки трансформаторов. Она применяется в случа-
ях отсутствия требуемых для перевозки трансформато-
ра автотрайлером дорог.
Сани изготовляют из листов толстолистовой стали
(15—20 мм), на которые для жесткости приваривают
раму. Трансформатор устанавливают на шпалы, проло-
женные поперек рамы, и закрепляют при помощи про-
волочных растяжек. Дно трансформатора закрепляют
стяжками за проушины, приваренные к саням, а верх—
при помощи крестообразно располагаемых растяжек.
При перевозке на дальние расстояния на санях при-
варивают специальные упоры, чтобы предотвратить сме-
щение трансформатора. Перед производством работ
разрабатываются ПОР и ППР, в которых отражены те
же вопросы, которые возникают при организации работ
по перевозке трансформаторов автотрайлерами.
Из-за большого коэффициента трения для перевоз-
ки мощных трансформаторов требуется значительное
тяговое усилие. Это вызывает необходимость примене-
ния .значительного количества тягачей, различных схем
их зацепления. В качестве тягачей обычно применяют
тракторы С-100, последовательно соединенные между
собой. Для прохождения участков пути с большим тре-
нием применяют схемы с двумя шестиниточными поли-
спастами. При этом в качестве якоря используют буль-
дозеры С-100.
В связи с большой массой подвижного состава и
возникающими в процессе транспортировки значитель-
ными нагрузками на дорожные покрытия трассу выби-
рают таким образом, чтобы она не проходила через
населенные пункты, мосты и другие сооружения и ком-
муникации. На трассе не должно быть оврагов и значи-
тельных уклонов и подъемов (более 15%), а также уча-
стков с интенсивным движением транспорта. При пере-
езде через железнодорожные переезды, шоссе с твердым
покрытием и другие коммуникации принимаются меры
по обеспечению их сохранности. При спусках обязатель-
но предусматривается торможение состава тягачами,
жестко сцепляемыми с санями.
В зимнее время при длительных остановках сани
примерзают к грунту, что значительно увеличивает не-
обходимое для трогания усилие. В этих случаях для
«отрыва» применяют гидродомкраты либо при помощи
трактора под всей опорной площадью саней протаски-
вают трос. В гололед перевозка не' допускается.
2.4.	ПОГРУЗКА И РАЗГРУЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
В зависимости от условий и наличия оборудования
производят погрузку и разгрузку трансформаторов ли-
бо при помощи кранов, либо бескрановым способом,
при помощи домкратов и полиспастов. При производст-
ве работ должны быть выполнены все требования п<3
технике безопасности, а также проверены подъемные
механизмы и приспособления согласно гл. 16.
При крановой погрузке или разгрузке вначале про-
веряют соответствие грузоподъемности крана массе
разгружаемого трансформатора, изучают имеющиеся
в комплекте технической документации трансформато-
Рис. 2.6. Схема крановой разгрузки трансформаторз с применением траверсы.
1 — траверса; 2 — подъемное устройство трансформатора.
ра схемы строповки при подъеме. Строповку осущест-
вляют только за подъемные устройства, имеющиеся на
баке трансформатора. Подъемные приспособления в
конструкциях трансформаторов малой мощности в ви-
де крюков или рым-болтов располагаются в верхней
части бака. Подъемные приспособления мощных транс-
форматоров располагаются в нижней части бака
(рис. 2.6). Строповку стропами соответствующей грузо-
подъемности осуществляют таким образом, чтобы были
выдержаны предельные углы наклона стропов, указан-
ные в сопроводительной документации. При невозмож-
ности соблюдения вышеуказанных углов применяют
промежуточные траверсы. Трансформатор освобожда-
ют от транспортных креплении, затем, производят
пробный подъем на 100—150 мм, проверяют равномер-
ную натяжку стропов, центровку трансформатора на
подъемном устройстве.
После проведения строповки трансформатор подни-
мают краном и устанавливают либо на грузовую плат-
форму транспортного средства, либо на предварительно
подготовленную шпальную клеть. Высота шпальной кле-
ти должна быть достаточной для последующей установ-
ки катков. Подъем производят плавно, без рывков.
Рис. 2.7. Схема разгрузки трансформатора на шпальную клеть.
а —схема разгрузки; б —запасовка полиспаста; /-—железнодорожный транс-
портер; 2 — трансформатор; 3 — промежуточная шпальная клеть; 4— рельс;
5 — строп; 6 — полиспаст; 7 — трос; 8 — трактор; 9 — бульдозер или анкерное
устройство; 10 — грузовая шпальная клеть.
Бескрановую разгрузку и погрузку трансформаторов
осуществляют стягиванием трансформатора на шпаль-
ную клеть или на грузовую платформу подготовленно-
го для погрузки транспортного средства по специально
установленным направляющим рельсам. Разгрузку
трансформаторов с железнодорожных транспортеров
производят только на горизонтальном участке железно-
дорожного пути.
На ряс. 2.7 показана схема разгрузки трансформато-
ра с площадочного железнодорожного транспортера на
щпальную клеть. Транспортер с трансформатором уста-
навливают на стояночные тормоза, а грузовую плат-
форму транспортера подклинивают шпалами.
На расстоянии примерно 2,5 м от железнодорожно-
го пути выкладывают грузовую шпальную клеть высо-
той, равной или на 50—100 мм выше уровня погрузоч-
ной платформы транспортера. Для последующей уста-
новки катков или кареток грузовую шпальную клеть
выполняют из двух частей, которые разбираются по-
очередно. Место под шпальную клеть должно быть ров-
ным и хорошо уплотненным. При необходимости произ-
водятся планировка и утрамбовка прощадки. Нижний
ряд шпал укладывают сплошным настилом, а все ос-
тальные ряды — через одну шпалу. Шпалы должны
быть из здоровой древесины. В случйе необходимости
в шпальной клети должны быть оставлены проемы для
последующей установки катков. Между разгрузочной
клетью и транспортером выкладывают такую же про-
межуточную клеть, которую после разгрузки разбира-
ют. Размеры клети зависят от транспортных размеров
трансформатора.
Трансформатор освобождают от транспортных креп-
лений, поднимают при помощи гидравлических дом-
кратов поочередно с двух сторон, убирают брусья, на
которых трансформатор установлен на транспортере, а
на площадку транспортера и шпальную клеть устанав-
ливают направляющие рельсы. Рельсы располагают
под днищем трансформатора так, как показано на чер-
теже погрузки трансформатора на железнодорожный
транспортер. При отсутствии такого чертежа направля-
ющие рельсы следует располагать рядом с балками
жесткости дна трансформатора. Количество рельсов и
их жесткость должны обеспечить сохранность транс-
форматора при разгрузке.
При транспортной массе трансформатора до 60 т
устанавливают не менее двух рельсов, при транспорт-
ной массе до 120 т — не менее трех, от 120 до 220 т—
не менее четырех, при транспортной массе свыше
220 т — не менее шести рельсов. Рельсы закрепляют
к шпалам костылями. Домкраты устанавливают .только
под имеющиеся в конструкции бака опорные площадки.
Перемещение трансформатора с железнодорожно-
го транспортера на грузовую шпальную клеть осущест-
вляют по направляющим рельсам с помощью электро-
лебедки либо других тяговых механизмов с применен^-
ем полиспаста, ь зависимости от треоуемого тягового
усилия перемещение трансформаторов осуществляют
одним либо двумя (как показано на рис. 2.7) полиспа-
стами: Для уменьшения коэффициента трения рельсы
смазываются солидолом.
Тяговые механизмы выбирают в зависимости от тре-
буемого тягового усилия для перемещения трансформа-
тора по_ рельсам, которое вычисляют по формуле
F^kfQ,	(2.6)
где k—1,25 — коэффициент, учитывающий увеличение
тягового усилия для трогания трансформатора с места;
f=0,l—коэффициент трения скольжения стали по ста-
ли со смазкой; Q — масса трансформатора, кг.
В большинстве случаев для перемещения трансфор-
маторов применяют полиспасты, состоящие из двух трех-
рольных блоков. Диаметр тросов выбирают по допусти-
мому усилию с учетом шестикратного запаса прочности.
Усилие в нити одного полиспаста определяют . по
формуле
F=P/knx\,	(2.7)
здесь k — количество полиспастов; п — число нитей в
полиспасте; т] — КПД, для шестиниточного полиспаста
i]=0,87.
Длина троса зависит от размеров полиспаста и рас-
стояний до тягового механизма. Ее находят по фор-
муле
L=n(/i+3,lW)±/+/i,	(2.8)
где п — число блоков полиспаста; h — максимальная
длина пермещения трансформатора, м; D — диаметр
блока; I — расстояние от блока полиспаста до тягово-
го механизма, м; 1\ — расчетный запас длины троса, м;
обычно Zi=10 м.
В качестве якоря используют имеющиеся на площад-
ке строительные якоря, рассчитанные на требуемое уси-
лие, либо бульдозеры. При использовании в качестве
якоря бульдозера строп закрепляют за его задний крюк
(форкоп) и прокладывают поверх ножа. Таким образом,
натяжение троса создает дополнительное усилие на
нож, используемый в качестве упора. Для предохране-
ния стропа от перерезания проволок между верхней
частью ножа и стропом делается прокладка, которая
сглаживает острый угол. Стягивание, производят плав-
но, без рывков. Когда трансформатор установлен на
шпальной клети, при помощи домкратов удаляют на-
правляющие рельсы.
Погрузку трансформатора со шпальной клети на
транспортер производят аналогично. При этом тяговые
механизмы, полиспаст и якоря располагают со стороны
транспортера. Таким же образом осуществляют и пере-
грузку трансформатора с железнодорожного транспор-
тера на автотрайлер. В этом случае на место шпальной
клети устанавливают трайлер таким образом, чтобы
малые оси трансформатора и трайлера совпадали.
Грузовую платформу трайлера подгоняют по высоте к
отметке днища трансформатора в пределах своего воз-
можного перемещения по вертикали. После этого под
грузовой платформой трайлера выкладывают сплошным
настилом шпалы под всю длину и ширину балок или
ланжеронов.. Грузовую платформу трайлера очищают
и покрывают слоем сухого мелкого песка толщиной не
менее 1 мм, поверх этого слоя укладывают брусья, на
которых устанавливают трансформатор. Между желез-
нодорожным транспортером и трайлером выкладывают
дополнительную шпальную клеть. В остальном работы
по перегрузке осуществляют аналогично описанному
выше. Разгрузку трансформаторов с железнодорожно-
го транспортера сочлененного типа обычно производят
на рельсовом пересечении у фундамента трансформа-
тора.
Для производства погрузочно-разгрузочных работ
транспортер оборудован двумя системами гидроподъем-
ников с ручным приводом: система главных домкратов
и система вспомогательных домкратов. Система глав-
ных домкратов состоит из четырех гидроподъемников
и двух ручных гидравлических насосов и предназначена
для подъема и опускания рабочих консолей транспор-
тера с грузом. Домкраты и насосы установлены на со-
единительных балках. Система вспомогательных домкра-
тов состоит из двух 25-тонных гидроподъемников, двух
ручных гидравлических насосов и предназначена для
подъема и опускания рабочих консолей без груза. Дом-
краты и насосы установлены на промежуточных балках.
Для разгрузки транспортер устанавливают так, что-
бы после закрепления к днищу трансформатора каретки
устанавливались на рельсы поперечного пути перекаты-
вания. Транспортер затормаживают ручным тормозом
и расцепляют соединительные рукава пневматической
тормозной магистрали. Затем при помощи главных дом^
кратов трансформатор поднимают на высоту, позволя-
ющую закрепить каретки к днищу. Для обеспечения
безопасности работ в процессе подъема необходимо не-
прерывно подтягивать предохранительную гайку дом-
крата.
После установки кареток опускают главные домкра-
ты до тех пор, пока трансформатор не станет каретка-
ми на рельсы, а между верхними опорными плитами
транспортера и баком трансформатора появится зазор
в 15—20 мм. Затем при помощи вспомогательных дом-
кратов, которые упираются в консоли, разгружают и
вынимают соединительные валики. Для выемки вали-
ков используют специальный винтовой домкрат, входя-
щий в комплект приспособлений транспортера.
2.5.	ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПО ТЕРРИТОРИИ
ПОДСТАНЦИИ
Силовые трансформаторы мощностью 1 МВ-А и бо-
лее устанавливают на переставных катках или поворот-
ных каретках, которые одновременно служат для попе-
речного и продольного перемещения трансформаторов
по территории подстанции. Трансформаторы мощностью
1—1,6 МВ-А класса напряжения 6—35 кВ оборудуются
четырьмя гладкими переставными катками, трансформа-
торы большей мощности и высших классов напряжения
оборудуются четырьмя или более поворотными карет-
ками в зависимости от их массы. Схемы размещения
катков и кареток в трансформаторах в зависимости
от их массы показаны на рис. 2.8,а—д. Расстояния меж-
ду катками в трансформаторах мощностью до 1,6 МВ-А
и ширина колеи в трансформаторах массой до 200 т
приведены ниже:
Расстояние между средними
линиями гладких катков, мм	550	660	820	1070	1594
Ширина колеи для катков с
ребордой, мм ....	1524	2000	2500	3000	—
Заводы изготовляют несколько типов кареток раз-
ной грузоподъемности. Технические данные кареток
указаны в таблице.
Каретки крепят к специально предназначенным пло-
щадкам днища трансформатора при помощи болтов и
направляющих штырей. Для облегчения установки ка-
ретки и возможности ее поворота при изменении на-
75^4
Рис. 2.8. Схемы расположения кареток трансформаторов.
а — для трансформаторов массой 200—255 т; б — для трансформаторов мае
сой 255—300 т; в — для трансформаторов массой 300—500 т; г — двухкатковал
каретка; д — однокатковая каретка.
правления перемещения имеющийся на каретке пово-
ротный болт вводят в паз опорной площадки днища.
Каретки устанавливают при помощи автокрана или
автопогрузчика, как указано на рис. 2.9,а, б.
Технические данные поворотных кареток
Колте-
ство кат-
ков
Грузо-
подъем-
ность,
т
С ОДНИМ
катком
12
18
22
12
18
22
383
398
457
383
398
457
С двумя
катками
36
44
56
36
542
602
627
542
321
346
396
321
346
396
480
540
565
480
* Расстояние между опорными пластинами вала катка.
Если трансформатор расположен на шпальной кле-
ти, для установки кареток вначале поднимают домкра-
тами одну сторону трансформатора и, разбирая распо-
ложенную под ней часть клети, закрепляют каретки,,
опускают трансформатор на рельсы. Затем аналогично
располагают остальные каретки, разбирая вторую часть
клети. Для установки домкратов выкладывают опорные
площадки.
Перемещение трансформаторов, установленных на
каретки или катки, осуществляют при помощи электро-
лебедки или других механизмов, обеспечивающих тре-
буемое тяговое усилие с использованием полиспаста.
Необходимое тяговое усилие, кг, для перемещения
трансформатора вычисляют по формуле
F—1.5Q/7? (0,07+0,ld/2),	(2.9)
где Q — масса трансформатора, кг; 7? — радиус катка
по поверхности катания, см; d — диаметр оси катка, см.
Во избежание повреждения кареток и дна бака
трансформатора железнодорожные пути, предназначен-
ные для перемещения, должны быть горизонтальными,
прямолинейными, не иметь переломов. Они должны
быть рассчитаны на прогиб не более 2 мм на 1 м. До-
пускается перекатка в направлении продольной и попе-
речной осей трансформаторов, имеющих четыре карет-
ки, а также вдоль поперечной оси трансформаторов,
имеющих более четырех кареток по путям с уклоном до
2%. Во время перемещения необходимо следить за со-
стоянием катков и их расположением на рельсах.
Рис. 2.9. Схема установки кареток при разгрузке трансформатора
автопогрузчиком (а) и автокраном (б).
Перестановку кареток для изменения направления
перемещения производят на фундаметных крестовинах.
Для этого при помощи гидравлических домкратов вна-
чале поднимают одну сторону трансформатора, после
удаления болтов крепления разворачивают каретки на
поворотном болте в нужном направлении и снова за-
крепляют их болтами. Аналогичную операцию произво-
дят, поднимая вторую сторону трансформатора.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ХРАНЕНИЕ И КОНСЕРВАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1.	ПРИЕМКА ПОСЛЕ ТРАНСПОРТИРОВКИ. ОЦЕНКА
СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРА
После прибытия трансформатора и его составных
частей к месту назначения их принимают по наклад-
ной ведомости завода-изготовителя. При приемке про-
веряют наличие всех указанных в накладной ведомости
мест и их состояние после транспортировки. Особое вни-
мание уделяют:
1)	состоянию упоров, распоров, растяжек и других
креплений трансформатора на платформе или транспор-
тере, а также соответствию контрольных меток на баке
трансформатора и на площадке транспортера. Несовпа-
дение контрольных меток и нарушение креплений сви-
детельствуют о недопустимых механических воздействи-
ях в период транспортировки трансформатора;
2)	состоянию бака трансформатора и установлен-
ных на нем задвижек, кранов и пробок. На баке не
должно быть вмятин или других повреждений. Все уп-
лотнения на задвижках, кранах и пробках должны быть
исправны, а пломбы не нарушены. На баке и транспор-
тере не должно быть следов утечки масла;
3)	отсутствию подтеков масла из маслонаполненных
вводов и механических нарушений их упаковки, состоя-
нию легко повреждаемых фарфоровых покрышек, тру-
бок бачков давления и заводских пломб, а также нали-
чию избыточного давления масла во вводах герметич-
ной конструкции;
4)	отсутствию повреждений транспортируемых от-
дельно установок трансформаторов тока и металличе-
ских емкостей с бакелитовыми цилиндрами и следов
утечки масла из них;
5)	состоянию транспортируемых отдельно или встро-
енных в трансформатор переключающих устройств.
Требования по проверке переключающих устройств раз-
личных типов описаны в § 9.2 — 9.4;
6)	состоянию транспортируемых без упаковки мас-
лоохладителей, расширителя, адсорбных и термосифон-
ных фильтров, выхлопной трубы, патрубков и других
составных частей, на которых не должно быть механи-
ческих повреждений. Все подсоединительные патрубки
должны быть герметично закрыты заглушками. При
оценке герметичности масляных полостей охлаждаю-
щих устройств ГОУ-3 и ГОУ-4 проверяют отсутствие
течей масла из них;
7)	отсутствию механических повреждений на транс-
портируемых без упаковки частях и деталях трансфор-
матора: каретках, лестницах, площадках, уголках, стой-
ках и др.;
8)	состоянию узлов и деталей, транспортируемых в
отдельных упаковках (ящиках); при приемке их состоя-
ние оценивается по механической целостности упаковки.
После приемки трансформатора совместно с транс-
портной организацией составляют соответствующий акт,
в котором также отражают обнаруженные при провер-
ке неисправности. Затем проверяют комплектность по
демонтажным и упаковочным ведомостям. Упаковочная
ведомость, находящаяся в каждом ящике, содержит пе-
речень всех упакованных в нем узлов и деталей. Демон-
тажные ведомости находятся в комплекте технической
документации на данный трансформатор. В них приво-
дятся количество и наименование деталей, демонтиро-
ванных перед отправкой трансформатора с завода, и
указывается место их транспортировки. В комплекте
технической документации имеется также ведомость от-
правленных запасных деталей для трансформатора.
Техническую документацию отправляют в упаковоч-
ном ящике под номером один, на котором обычно на-
носится надпись «Техническая документация здесь».
После прибытия трансформаторов на место уста-
новки и разгрузки не позднее чем через десять дней пос-
ле прибытия производят предварительную оценку со-
стояния изоляции. Объем проверок при оценке состоя-
ния изоляции зависит от способа транспортировки
трансформатора.
Для трансформаторов, транспортируемых полностью 
залитыми маслом с установленным расширителем, про-
веряют наличие масла в маслоуказателе расширителя и
пробивное напряжение масла в баке. При обнаружении
утечки масла через образовавшиеся неплотности и от-
сутствии его в расширителе следует определить уровень
масла в баке, восстановить маслоплотность и долить
трансформатор маслом до нужной отметки в расшири-
теле.
Для трансформаторов, транспортируемых частично
залитыми маслом, проверяют наличие избыточного дав-
ления или вакуума в баке трансформатора, отсутствие
утечки масла, пробивное напряжение, tg б и влагосодер-
жание масла в баке.
Наличие избыточного давления или вакуума в баке
проверяют по характерному шипящему звуку при ос-
лаблении какой-либо заглушки на баке трансформато-
ра. При отсутствии избыточного давления или вакуума
проверяется герметичность надмасляного пространства
в баке трансформатора. При обнаружении течи масла
проверяют действительный уровень масла в баке и вос-
станавливают маслоплотность.
Герметичность надмасляного пространства проверя-
ют путем создания избыточного давления сухого азота
(ГОСТ 9392-75) или сухого воздуха в баке, равного
24,5 кПа. Трансформатор считается герметичным, если
по истечении 3 ч избыточное давление в баке понизится
до 22,5 кПа. Воздух подкачивают через кран, установ-
ленный на крышке трансформатора. Место утечки в
случае нарушения герметичности определяют на слух
йриборами ТУЗ-5м или с помощью мыльного раствора.
Для трансформаторов, транспортируемых без масла
с автоматической подпиткой азотом, проверяют наличие
избыточного давления в баке, пробивное напряжение,
tgfi и влагосодержание остатков масла на дне, а также
состояние индикаторного силикагеля, установленного в
баке на время транспортировки. Избыточное давление
газа в баке должно быть не менее 5 кПа.
Индикаторный силикагель обычно проверяют перед
заполнением трансформатора маслом для хранения ли-
бо в случае, когда трансформатор хранился без масла,
непосредственно перед началом монтажа во время раз-
герметизации бака. Силикагель должен иметь голубую
окраску. Показатели масла должны соответствовать
требованиям к данному трансформатору (см. табл. 5.1).
При отсутствии давления в баке трансформатора
герметичность проверяют созданием избыточного дав-
ления сухого азота или воздуха, как указано выше.
Азот обычно подают из баллонов через редуктор. Пред-
варительно из баллона с азотом необходимо удалить
сконденсированную в нем влагу в соответствии с ука-
заниями § 2.1. Воздух подают от компрессора через си-
ликагелевый или цеолитовый воздухоосушитель.
В случае нарушения условий транспортирования и
хранения перед разгерметизацией мощных (мощностью
свыше 80—100 MB-А, напряжением НО—750 кВ) транс-
форматоров дополнительно проверяют влагосодержание
образцов изоляции, установленных на активной части.
Результаты предварительной оценки состояния изо-
ляции отражают в техническом акте и учитывают при
комплексной оценке изоляции трансформатора перед
введением его в работу. При получении неудовлетвори-
тельных результатов предварительной оценки изоляции
следует принять меры по ускорению монтажа трансфор-
матора и проведению дополнительной обработки изоля-
ции в случае необходимости.
12. ХРАНЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Правильное хранение трансформаторов является от-
ветственной технологической операцией, обеспечиваю-
щей возможность включения трансформаторов в рабо-
ту без проведения сушки их изоляции. За начало срока
хранения трансформаторов принимают время прибытия
их к месту назначения. Различают временное хранение
трансформаторов в транспортном состоянии и длитель-
ное хранение в специально консервированном состоянии.
По прибытии трансформаторов необходимо принять
меры по сокращению до минимума времени их нахож-
дения в транспортном состоянии. Длительное хранение
трансформаторов в таком состоянии не допускается
ввиду повышенной опасности их увлажнения. Допу-
скается временно хранить трансформаторы в транс-
портном состоянии на напряжение НО кВ и выше в
течение не более 3 мес, а на напряжение до 35 кВ
включительно не более 6 мес со дня прибытия после
того, как приняты меры по обеспечению их герметич-
ности.
При хранении трансформаторов, прибывших без
масла, устанавливают постоянный контроль за наличи-
ем избыточного давления в баке. Рекомендуется конт-
ролировать давление ие реже чем 1 раз в сутки в тече-
ние первых десяти дней, в дальнейшем — 1 раз в ме-
сяц. Если в конструкции трансформатора имеются вре-
менные выводы, в период хранения дополнительно
1 раз в месяц производят контроль состояния их изо-
ляции путем измерения отношения А С/С обмоток.
Для длительного хранения трансформаторов, при-
бывших полностью залитыми маслом с установленным
расширителем, создают необходимый уровень масла в'
расширителе и подсоединяют рабочий воздухоосуши-
гель. Если на время транспортировки был установлен
рабочий воздухоосушитель, то перед хранением его не-
обходимо разобрать, заменить силикагель на новый и
становйть необходимый уровень масла в затворе
(см. § 10.3).
; Перед длительным хранением трансформаторов,
транспортируемых частично залитыми маслом или без
масла, устанавливают расширитель С маслоуказателём,
заполняют их маслом до нужного уровня в расширите-
ле. Заполнение трансформаторов маслом, для хранения
осуществляют снизу без; вакуумировки. Показатели за--
ливаемого масла должны соответствовать требованиям
к данному трансформатору (см. табл. 5.1).
Полость расширителя сообщается с окружающей
средой через рабочий воздухоосушитель, заполненный
сухим силикагелем. Если конструкцией предусмотрены
герметичные виды защиты трансформатора от окружа-
ющей среды, то на время хранения они должны быть
смонтированы (см. § 10.1, 10.2). При хранении таких
трансформаторов в течение не более 6 мес допускает-
ся вместо монтажа этих защит устанавливать времен-
ный воздухоосушитель с объемом силикагеля не ме-
нее 5 кг.
В период хранения устанавливают периодический
контроль за уровнем масла в расширителе, за измене-
нием пробивного напряжения, tg6 и кислотного числа
масла в трансформаторе, за отсутствием течей, ржав-
чины и других отклонений от нормального состояния.
При обнаружении неисправностей следует своевремен-
но принимать необходимые меры по их устранению.
Результаты хранения отражают в техническом акте
и учитывают при оценке состояния трансформатора пе-
ред включением.
3.3.	ДЛИТЕЛЬНОЕ ХРАНЕНИЕ КОМПЛЕКТУЮЩИХ УЗЛОВ
И ДЕТАЛЕЙ
а)	Хранение вводов
Перед хранением вводов следует устранить все воз-
никшие в период транспортировки неисправности, кото-
рые могут вызвать дальнейшее ухудшение состояния
вводов. Вводы на напряжение до 35 кВ включительно,
как правило, транспортируют в деревянных упаковках
в разобранном виде. Перед хранением вводов проверя-
ют механическую целостность и комплектность всех со-
ставных частей ввода. Длительное хранение их произ-
водят на крытом складе в упаковке или на стеллажах.
Высоковольтные маслонаполненные вводы транспор-
тируют в горизонтальном положении в транспортных
упаковках, вводы ПО кВ — в деревянных ящиках или
обрешетках; вводы на 150—330 кВ — в деревянных
каркасах, обшитых тесом; вводы на напряжение 400 кВ
и выше — в металлических каркасах, обшитых тесом.
Вводы герметичной конструкции транспортируют с под-
соединительными бачками давления; в. упаковках име-
ются смотровые окна для наблюдения за манометрами,
указывающими давление во вводах. Негерметичные вво-
ды хранят в вертикальном положении.
Вводы 110—330 кВ освобождают от упаковки, ставят
в вертикальное положение (рис. 3.1,а—в) и хранят
установленными на стойках или стеллажах. При уста-
новке в стеллаж негерметичных вводов 400—750 кВ
Рис. 3.1. Установка высоковольтных негерметичных вводов напря-
жением 330 кВ на хранение:
а — выемка из транспортной упаковки; б — строповка для установки в вер-
тикальное положение; в — установка в стойке в вертикальном положении.
их упаковку освобождают от тесовой обшивки, отсоеди-
няют транспортный бачок-расширитель и заглушают от-
верстие во вводе, соединяющее ввод с транспортным
расширителем. Металлическую ферму-упаковку пере-
водят в вертикальное положение и надежно закрепля-
ют.
Ввод зачаливают четырьмя стропами за подъем-
ные приспособления на фланце, освобождают крепя-
щие хомуты, уголки и швеллеры и, приподняв ввод.
вынимают его из упаковки и устанавливают в сгеллаж.
Для предотвращения от опрокидывания . при подъеме
подъемные стропа крепят к вводу веревкой или допол-
нительным тросом на уровне второго от верха ребра
фарфоровой покрышки.
Допускается хранить вводы 400—750 кВ в верти-
кальном положении в надежно раскрепленных транс-
портных упаковках. После установки в вертикальное
1 — пробка для слива масла из затвора; 2 — пробка установки уровня масла
в затворе; 3—полость затвора; 4— дыхательный ввод; 5 — полость расшири-
теля; 6 — пробка для доливки масла в расширитель.
положение следует убедиться в отсутствии механиче-
ских повреждений и течей из ввода, установить нор-
мальный уровень масла в расширителе и наладить
«дыхание».
Уровень масла в маслоуказателе расширителя при
температуре 15—20°С должен составлять примерно 2/3
высоты стекла. Масло из ввода сливают через масло-
отборное устройство, а доливают через отверстие в рас
ширителе.
После установки необходимого уровня масла во
вводе следует заменить масло в затворе. Для этого че-
рез сливное отверстие полностью освобождают затвор
от масла, а затем через «дыхательное» отверстие на-
полняют его маслом до уровня контрольного отверстия.
На рис. 3.2 показаны места расположения отверстий во
вводах типа - 330/1000. Расположение отверстий в
различных типах вводов может выполняться в других
местах на расширителе и указывается в технической
документации ввода. В нормальном состоянии отвер-
стия должны быть закрыты и уплотнены пробками.
На время хранения в «дыхательное» отверстие уста-
навливают воздухоосушитель с сухим силикагелем или
дыхательный ввод.
В период хранения следует установить периодиче-
ский контроль за уровнем и измерением пробивного на-
пряжения и tgS масла во вводе, за появлением течей
и других неисправностей.
Хранение высоковольтных вводов герметичной кон-
струкции осуществляют в транспортных упаковках в
горизонтальном положении под навесом с подсоединен-
ными бачками давления. Краны от бачков давления
должны находиться в открытом положении и быть за-
пломбированными. В период хранения контролируют
избыточное давление масла во вводе. Допустимые зна-
чения давления указывают в технической документации
на данный тип вводов.
Маслоподпорные вводы на время транспортировки
и хранения снабжены специальным бачком, который
закрывает нижнюю часть ввода и позволяет транспор-
тировать и хранить их с маслом. Хранение осуществля-
ют в вертикальном положении в упаковочных ящиках
или специальных подставках. Если при проверке обна-
ружены следы течей масла, следует после устранения
неплотностей создать необходимый уровень масла во
вводе. На вводе типа 0ZZ45 "66/400 это делают сле-
дующим образом (см. рис. 4.2). Снимают гайку и эк-
ран, отворачивают пробку для слива масла и удаления
воздуха. Полностью сливают масло из ввода, а затеей,
устанавливая вместо сливной пробки штуцер, заполня-
ют его маслом до появления его в отверстии пробки
для удаления воздуха. Из полностью залитого маслом
ввода через штуцер сливают 1 л масла для вводов на
400 А и 2 л масла для вводов на 1400 А. Затем уста-
навливают пробку для удаления воздуха, выворачива-
ют штуцер и устанавливают сливную пробку.
6)	Хранение узлов и деталей системы охлаждения типа ДЦ И Ц
Узлы и детали системы охлаждения типа ДЦ и Ц
хранят в демонтированном состоянии. Внутренние по-
лости охладителей, труб, колонок, насосов и других уз-
лов, которые в эксплуатации соприкасаются с маслом,
должны быть надежно загерметизированы для исклю-
чения загрязнения и увлажнения.
Групповые охлаждающие устройства (ГОУ-3 и
ГОУ-4), которые транспортируются в собранном виде
залитыми маслом, хранят под навесом. В период хране-
ния производят периодический осмотр для выявления
и устранения течей.
Охладители типа ДЦ хранят в помещениях или под
навесом в условиях, исключающих их повреждение,’ по-
падание атмосферных осадков. Окружающая среда
должна быть свободной от агрессивных паров и газов.'
Внутренние полости должны быть надежно загермети-
зированы, трубные пучки защищены транспортным ме-
таллическим листом.
Водомасляные колонки системы охлаждения типа
Ц хранят на крытых складах, защищенных от попада-
ния влаги и испарений. Внутренние их полости должны
быть заполнены сухим азотом давлением до 1 кПа й
надежно герметизированы от окружающей среды. Че-
рез каждые 6 мес хранения производится их перекон-
сервация. При этом проверяют их состояние, меняю!
расположенные внутри их мешочки с адсорбентом —
сухим силикагелем и создают необходимое давление
сухого азота во внутренних полостях.
Электронасосы отправляют с заводов-изготовителей
в законсервированном состоянии в деревянной упаков-
ке. Консервацию внутренних полостей электронасосов
производят путем промывки их сухим трансформатор-
ным маслом с добавкой ингибитора коррозии либо за-
полнением на 90% объема трансформаторным маслом.
Входной и выходной патрубки надежно герметизируют
заглушками с резиновыми уплотняющими прокладка-
ми. Все наружные неокрашенные поверхности покрыва-
ют антикоррозийной смазкой (солидол, ГОСТ 4366-76,
или ЦИАТИМ-205, ГОСТ 8551-74). Электронасосы хра-
нят в упакованном виде в помещениях, свободных от
едких веществ, разрушающих металлы и изоляцию,
при температуре не ниже —10°С и не выше +35°С.
При длительном хранении необходимо периодически,
не реже чем через 12 мес, контролировать состояние
консервации и обновлять ее по мере надобности.
Электродвигатели вентиляторов хранят в закрытых
сухих помещениях, свободных от едких веществ, разъ-
едающих изоляцию. Подшипники электродвигателей
должны быть заполнены смазкой, а все неокрашенные
металлические части иметь- антикоррозийное покры-
тие.
Шкафы управления с установленной в них аппара-
турой хранят в упакованном виде на крытых складах,
исключающих прямое попадание в них атмосферных
осадков. Дверки шкафа должны быть плотно закрыты
и опломбированы, все внутренние и наружные неокра-
шенные части покрыты антикоррозийной смазкой.
Внутренние полости патрубков и труб системы ох-
лаждения должны быть загерметизированы.
Все остальные детали и узлы хранят на складе в
упаковочных ящиках либо в распакованном виде на
стеллажах.
в)	Хранение остальных составных частей трансформаторов
Хранение отдельно транспортируемых и встроенных
переключающих устройств описано в § 9.2—9.4. Расши-
рители, выхлопные трубы, установки трансформаторов
тока, бачки с бакелитовыми цилиндрами, термосифон-
ные фильтры хранят под навесом на деревянных насти-
лах. Внутренние полости этих узлов должны быть на-
дежно загерметизированы, баки с цилиндрами и уста-
новки трансформаторов тока заполнены маслом. В про-
цессе хранения производят периодический осмотр хра-
нящихся узлов, выявление и устранение течей масла.
Каретки, лестницы, площадки и другие узлы транс-
форматора хранят под навесом на деревянных насти-
нах.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПО МОНТАЖУ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
4.1.	ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ
Монтаж мощных силовых трансформаторов напря-
жением 110 кВ и выше, имеющих массу свыше 100 т,
является комплексом сложных в техническом и органи-
зационном отношении трудоемких работ, требующих
-затраты значительных трудовых и материальных ресур-
сов, применения сложного оборудования, приспособ-
лений, приборов и .оснастки.
При подготовке к монтажу необходимо:
1)	выбрать способ и место хранения трансформато-
ра и его комплектующих узлов до начала монтажа;
2)	определить способ разгрузки и доставки транс-
форматора на место установки;
3)	выбрать способ подготовки необходимого коли-
чества трансформаторного масла;
.4	) подготовить монтажную площадку для разгерме-
тизации трансформатора и установки комплектующих
узлов, а также обеспечить сохранность изоляции в этот
период;
5)	подготовить подъемное и технологическое обору-
дование необходимое для осуществления монтажа, при-
боры, приспособления, оснастку, инструмент и матери-
алы;
6)	определить объем и последовательность выполне-
ния работ по монтажу, испытаниям и наладке транс-
форматора и комплектующих узлов;
7)	определить продолжительность и трудоемкость
работ, необходимый состав монтажного персонала,
потребность электрической мощности и энергозатрат,
загрузку машин и механизмов, а также провести каль-
куляцию трудозатрат;
8)	подготовить техническую документацию, необхо-
димую для выполнения и сдачи работ по монтажу
трансформаторов;
9)	разработать мероприятия по технике безопасно-
сти и противопожарной безопасности.
Для производства наиболее сложных и трудоемких
работ разрабатываются ПОР и ППР.
Монтаж мощных высоковольтных трансформаторов
осуществляют, как правило, специализированными мон-
тажно-наладочными организациями, работающими по
договорам с генеральным подрядчиком (по монтажным
работам) или заказчиком — эксплуатационной органи-
зацией (по наладке оборудования). В некоторых слу-
чаях наладочные работы выполняются цехами и лабо-
раториями заказчика. В производстве работ принима-
ют участие также другие организации (строительные,
транспортные и т. д.).
В процессе производства работ заказчик организу-
ет взаимодействие участвующих в монтаже организа-
ций, осуществляет технический контроль и производит
приемку выполненных работ. Для технического руко-
водства монтажом мощных высоковольтных трансфор-
маторов заказчик привлекает персонал завода-изгото-
вителя.
Подготовку к проведению работ следует проводить
заблаговременно, чтобы можно было начать монтаж
трансформатора непосредственно после прибытия. В
случае необходимости длительного хранения трансфор-
матора место для хранения должно быть выбрано с
учетом возможности своевременной заливки маслом,
организации контроля за состоянием трансформатора.
До прибытия трансформатора на место установки
должны быть подготовлены железнодорожные пути пе-
рекатки и фундамент для установки трансформатора.
Вопросы транспортировки и хранения, а также подго-
товки трансформаторного масла рассмотрены в гл. 2,
Зий.
Монтажную площадку для производства разгерме-
тизации, установки комплектующих узлов и других ра-
бот подготавливают либо на месте установки транс-
форматора, либо на подстанционных железнодорожных
путях с учетом удобства размещения комплектующих
узлов, необходимых для монтажа оборудования и меха-
низмов, производства работ, связанных с подготовкой
и заливкой маслом.
Размеры монтажной площадки должны обеспечи-
вать свободное и удобное размещение на ней подъем-
ного и технологического оборудования, подготовленных
для установки комплектующих узлов, иметь подъезды
для перемещения механизмов и обеспечения противо-
пожарной безопасности.	' !
На монтажной площадке устанавливают силовой
шкаф электроснабжения необходимой мощности, техно-
логические емкости для масла, передвижное или стаци-
онарное помещение для дежурного персонала и хране-
ния инструмента, приборов и материалов. Площадку
оборудуют средствами пожаротушения, телефоном. Она
должна быть достаточно освещена.
На некоторых подстанциях имеются башни ТМХ,
специально предназначенные для монтажа и ремонта
трансформаторов, которые могут быть использованы
как монтажная площадка. Технические данные обору-
дования, приспособлений, оснастки, приборов, инстру-
ментов и материалов, применяемых для монтажа транс-
форматоров, приведены в приложении V.
Объем и последовательность работ при монтаже
трансформаторов различной мощности описаны в §6.1
и 7.1.
Технико-экономические расчеты и калькуляцию
трудозатрат производят в соответствии с утвержденны-
ми нормами и расценками.
При выполнении работ кроме имеющихся ПОР и
ППР необходимо руководствоваться также сопроводи-
тельной технической документацией на трансформаторы
завода-изготовителя, которая включает в себя инструк-
ции по выполнению монтажных работ, необходимые
сборочные чертежи, данные заводских испытаний, до-
кументацию по монтажу отдельных комплектующих
узлов. Выполнение отдельных работ, таких как монтаж
защит, подключение силовых и контрольных кабелей,
ошиновка и другие, производят по проектной докумен-
тации данной подстанции.
Объем и порядок оформления приемо-сдаточной до-
кументации описан в § 15.1. Мероприятия по технике
безопасности и противопожарной безопасности рассмот-
рены в гл. 16.
4.2.	ПОДГОТОВКА К МОНТАЖУ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВВОДОВ
а)	Подготовка вводов на напряжение 3—35 кВ
Конструкции применяемых вводов показаны на рис.
4.1,а—г. После получения со склада вводы необходимо
проверить на отсутствие трещин и повреждений фарфо-
ровых изоляторов, тщательно очистить от загрязнений
и испытать напряжением частотой 50 Гц в течение
1 мин. Ниже приведены значения напряжения для испы-
тания вводов:
Класс напряжения вводов	3	6	10	15	20	35
Испытательное напряжение, кВ	.	.25	32	42	57	68	100
Испытания проводятся для выявления скрытых по-
вреждений фарфорового изолятора (трещин), поэтому
испытательное напряжение должно соответствовать
классу напряжения ввода даже в случаях, когда он
применяется для вывода отводов обмоток низшего
класса напряжения. При этих испытаниях внутренняя
полость вводов должна быть полностью заполнена су-
хим трансформаторным маслом с пробивным напряже-
Рис. 4.1. Разборные вводы 3—35 кВ.
а —для токов более 5000 А; б —для токов до 3200 А; о —для токов до 630 А;
г — крепление на баке трансформатора; 1 — пластина контактная; 2 — проб-
ка для выпуска воздуха; 3 — токоведущая шпилька; 4 — фарфоровый изоля-
тор; 5 — изоляционное полукольцо; 6 — контактная лопатка; 7 — изоляцион-
ная трубка; 8 — гайка; 9 — шайба; 10 ~ гайка; 11 ~ фланец: 12 — сухарь;
13 — шпилька; 14 — уплотняющая прокладка.
нием не менее 35кВ. Для этого ввод необходимо со -
рать и смонтировать на фланце технологического бач-
ка, заполненного маслом. К бачку должен быть под-
соединен расширитель либо воронка, позволяющие соз-
дать в бачке уровень масла, достаточный для заполне-
ния внутренних полостей смонтированных на нем вво-
дов. В процессе заполнения внутренних полостей вво-
дов необходимо выпустить из них воздух через верх-
ние воздухоспускные отверстия.
В качестве технологического бачка можно использо-
вать установки трансформаторов тока, на которых ус-
танавливаются эти вводы.
б)	Подготовка маспоподпорных вводов
На рис. 4.2 показан внешний вид маслоподпорного
ввода 66 кВ. Ввод состоит из трубы для пропускания
|.токоведущего отвода, на которой размещена твердая
МБТО
Рис. 4.2. Маслоподпорный ввод типа g_- 66/400.
1 — защитный кожух; 2 — сливная пробка; 3 — пробка для удаления воздуха;
4 — экран.
53
бумажно-бакелитовая йзоляция, разделенная концентр
рическими уравнительными обкладками из фольги.
Верхняя часть ввода помещена в фарфоровый изолятор,
верхняя часть которого имеет маслостойкое уплотнение,
а к нижней части прикреплена соединительная втулка.
На время транспортировки и хранения нижнюю часть
ввода помещают в кожух, внутреннюю полость запол-
няют маслом. На соединительной втулке имеется вы-
вод для измерения tg6 и емкости внутренней изоляций
ввода. На фланце соединительной втулки находится
также газоотводный патрубок, который служит одно-
временно для отбора проб масла из ввода во время
хранения.
Подготовка ввода к монтажу заключается в проведе-
нии внешнего осмотра на отсутствие повреждений, ис-
пытании залитого во вводе трансформаторного масла
и измерении tg6 внутренней изоляции ввода. Ввод дол-
жен быть заполнен маслом и не иметь внешних повреж-
дений. Трансформаторное масло, заполняющее ввод,
должно соответствовать стандарту, пробивное напряже-
ние должно быть не ниже 40 кВ, a tg б не превышать
0,4% при 20°С и 3,5% при 70°С.
Измерение tg6 изоляции производят при напряже-
нии 10 кВ с помощью мостов переменного тока. В каче-
стве электродов используют контактную клемму ввода
и измерительный вывод, мост собирают для нормаль-
ной схемы измерения, применяемой для изолированных
от земли электродов. Схема измерений показана на
рис. 5.7. Высокое напряжение подают на контактную
клемму, а соединительную втулку заземляют. Измери-
Установочные размеры и массы вводов 110 кВ
с твердой изоляцией
Обозначение ввода	Установочные размеры, мм (рис. 4.3)				Масса, кг
	А	Б	В	D	
ГТБТ QZZgQ- ’ ИО/800-У1	2280±15 2480±15	770 970	300 500	280 280	96 100
ГТБТ	, , -0_gp- - 110/800-У-У1	22804-15 2480+15	770 990	300 500	350 350	125 130
тёльцыи вывод перед измерением должен оыть раззем-
лен, а внутренняя полость ввода полностью заполнена
трансформаторным маслом. Значение tgd изоляции вво-
да должно соответствовать значению, приведенному в
паспорте ввода.
в)	Подготовка вводов с твердой изоляцией
Рис. 4.3. Ввод 110 кВ с твердой
изоляцией.
Конструкция вводов с твердой изоляцией на напряжение ПО кВ
показана на рнс. 4.3.
Установочные размеры и массы применяемых вводов приведе-
ны в таблице.
Внутри ввода по всей его длине расположена центральная тру-
ба, на которую намотана лакированная бумага. Бумажная намотка
разделена на слои уравнительны-
ми обкладками. На изоляцию го-
рячим способом насажена соеди-
нительная втулка. Верхняя часть
изоляции (до втулки) закрыта
фарфоровой покрышкой, залита
трансформаторным маслом и за-
паяна. Нижняя часть изоляции на
время транспортировки и хране-
ния закрыта . кожухом.
Уплотнение верхней фарфоро-
вой иокрышки производят путем
стяжки пружинами, расположен-
ными в головке ввода. Для ком-
пенсации объемного- расширения
масла в верхней части- ввода
оставляется небольшой объем воз-
духа. Вводы . могут выпускаться
с выводом для измерения tg 5 и
емкости изоляции и без него.
Конструкция вводов с твер-
дой изоляцией неразборна и ре-
монту в полевых условиях не
подлежит. Транспортировка и
хранение вводов . осуществляются
в. деревянных ящиках в горизон-
тальном. положении.
Для проверки - технического
состояния ввод следует1 распако-
вать, перевести в - вертикальное положение и установить на стойку.
Проверка заключается в проведении внешнего осмотра на отсут-
ствие. повреждений и течей масла (в местах уплотнения, фарфоро-
вой покрышки, пайки, посадки втулки на изоляции) и измерении
tg 6 изоляции ввода .при напряжении 10 кВ.
Для вводов, имеющих измерительный вывод, tg в измеряют так
же, как и для; маслоподпорных вводов. Для ..вводов, не имеющих
измерительного вывода, измерения производят по перевернутой
схеме моста, применяемой в- случаях, когда один из электродов-
заземлен. В качестве электродов используют контактную шпильку,
и .соединительную втулку, которая должна быть надежно зазем-
лена. Сборка моста для работы по перевернутой схеме- показана
Йа рис. 11.5. Значения tg6 изоляции ввода должны соотйетстйо-
вать значениям, приведенным в паспорте ввода.
г)	Подготовка маслонаполненных высоковольтных вводов
на напряжение 110—750 кВ
Рисунок 4.4,а—г поясняет принцип устройства высо-
ковольтных маслонаполненных вводов. На централь-
ную трубу намотана бумажная, пропитанная трансфор-
маторным маслом изоляция и надеты верхняя и нижняя
фарфоровые покрышки, соединенные подсоединитель-
ной втулкой. Детали ввода стянуты пружинами, распо-
ложенными в головке ввода. Фарфоровые покрышки
совместно с подсоединительной втулкой и деталями
Рис. 4.4. Устройство высоковольтных маслонаполненных вводов.
а — схема устройства ввода; б —- схема компенсации объемного расширения
масла с выносным бачком;’ в — схема компенсации объемного расширения
масла в головке ввода; г — схема работы гидравлического затвора;—цен-
тральная труба; 2 — уравнительная обкладка; 3 — нижняя фарфоровая по-
крышка; 4—соединительная втулка; 5 — вывод измерительной обкладки; 6 —
верхняя фарфоровая покрышка; 7 — пружина; 8 — бак давления; 9 — силь-
фонный расширитель.
нижнего и верхнего уплотнени о разуют резервуар
для заполняющего ввод масла.
Внешней изоляцией ввода является внешняя разви-
тая ’ поверхность фарфоровых покрышек. Внутренняя
изоляция состоит из пропитанной маслом бумаги и за-
полняющего ввод трансформаторного масла. Бумажная
изоляция разделена на слои уравнительными проклад-
ками из фольги. Таким образом, между находящейся
под потенциалом центральной трубой и заземленной
подсоединитсльной втулкой образуется группа последо-
вательно включенных конденсаторов, обеспечивающих
равномерное распределение напряжения внутри ввода.
Последняя обкладка в изоляции имеет отвод, выведен-
ный при помощи изолятора на подсоединительную втул-
ку, предназначенный для измерения tg6 и емкости вво-
да. При эксплуатации ввода этот отвод должен быть
заземлен.
Во многих вводах последний слой бумажной изоля-
ции используют как измерительный конденсатор, кото-
рый включен последовательно с основной емкостью вво-
да. Проводник от измерительной обкладки выводят че-
рез изолятор на соединительную втулку. Он служит для
измерения tg6 и емкости основной изоляции ввода и
изоляции измерительного конденсатора. В таких вво-
дах отвод от последней обкладки наглухо подсоединен
к соединительной втулке внутри ввода.
Центральная труба служит для соединения деталей
ввода и пропускания токоведущего кабеля отвода об-
мотки трансформатора. Кабельный наконечник отвода
закрепляют в верхней части трубы. Такие вводы назы-
вают протяжными. В некоторых вводах труба являет-
ся токоведущим элементом и кабельный наконечник
отвода закрепляют в нижней части трубы.
По способу защиты внутренней изоляции ввода от
влияния атмосферного воздуха вводы подразделяют
на герметичные и негерметичные. В конструкции новых
трансформаторов в основном применяются вводы гер-
метичного исполнения. В таких вводах внутренняя изо-
ляция полностью герметизирована от окружающего
воздуха. Компенсацию температурных изменений объе-
ма масла производят при помощи сильфонных ком-
пенсаторов, которые располагают в специальном вы-
носном бачке, соединенном с внутренней полостью вво-
да, или в головке ввода (рис. 4.4.6, в). Во вводе долж-
но постоянно поддерживаться избыточное давление
масла.
Во вводах негерметичной конструкции компенсация
температурных изменений объема масла производится в
расширителе, расположенном в головке ввода. Для за-
щиты внутренней изоляции ввода от влияния атмосфер-
ного воздуха в большинстве конструкций расширителей
предусмотрен гидравлический затвор. Гидравлический
затвор представляет собой два сообщающихся сосуда,
один из которых сообщается с окружающей атмосферой,
а второй — с полостью ввода. В качестве запирающей
жидкости в гидравлическом затворе используют то же
трансформаторное масло, что и во.вводе. Принцип ра-
боты гидравлического затвора поясняет рис. 4.4,г. Гид-
равлический затвор задерживает поступающую с воз-
духом влагу и загрязнения.
Для контроля за уровнем масла во вводе расшири-
тель оборудован стеклянным маслоуказателем. Соеди-
нительная втулка служит, для крепления ввода на
трансформаторе. На втулке имеются приспособления
для подъема ввода, отверстие для выпуска воздуха из
трансформатора, газоотводный патрубок, измеритель-
ный вывод от измерительного конденсатора.
Герметичный ввод соединен с бачком давления гиб-
кой трубкой. Для подсоединения трубки на подсоеди-
нительной втулке ввода и на бачке давления имеются
вентили. В герметичных вводах с сильфонными компен-
саторами вентиль, установленный на подсоединитель-
ной втулке, предназначен для регулировки давления
масла во вводе. Во вводах негерметичной конструкции
на . подсоединительной втулке имеется маслоотборное
устройство.
Особенности конструктивного исполнения и основные техниче-
ские данные вводов расшифровываются по условному обозначению
типа ввода, состоящему из буквенных и цифровых знаков.
Буквы в числителе обозначают:
1)	конструктивное исполнение ввода: Г — герметичное (без
обозначения — негерметичные);
2)	вид внутренней изоляции: БМ — бумажно-масляная; МБ —
масло-барьерная (в новых трансформаторах не применяется);
3)	назначение ввода: Т — для трансформаторов; Р — для реак-
торов; Кв—для кабельного подключения;
4)	П — имеющие приспособления для измерения напряжения
ввода (вывод от измерительного конденсатора).
Цифры в знаменателе обозначают допустимый угол установки
ввода. Последующие цифровые обозначения через дробь указыва-
ют номинальное напряжение ₽ числителе и номинальный ток в зна-
Менателе. Буква У (последняя) обозначает, что ввод выполнен
с усиленной внешней изоляцией.
ГБМТП
Например, обозначение типа ввода о —45 '330-2000-У рас-
шифровывается следующим образом: герметичный (Г), с бу-
мажно-масляной изоляцией (БМ), для трансформаторов (Т), с вы-
водами для подключения прибора измерения напряжения (П),
с допустимым углом наклона к вертикали 0—45°, на номинальное
напряжение 330 кВ, номинальный ток 2000 А, в усиленном испол-
нении (У).
В приложении VI приведены установочные размеры,
массы и технические данные маслонаполненных высоко-
вольтных вводов, наиболее часто применяемых в транс-
форматорах.
Подготовка к монтажу вводов герметичной конст-
рукции заключается в проведении внешнего осмотра на
отсутствие повреждений и следов утечки масла, контро-
ля давления масла во вводе, измерения tg б и емкости
внутренней изоляции ввода.
Ввод не должен иметь повреждений и следов утечки
масла. Проверку давления масла производят по пока-
заниям манометра, когда вводы находятся при хране-
нии в горизонтальном положении. Требуемое давление
зависит от температуры масла и приведено в инструк-
ции по эксплуатации данного типа ввода в виде графи-
ка.
На рис. 4.5 показана зависимость изменения давле-
ния в верхней части ввода типа -220/2000 от тем-
ГБМТ
Рис. 4.5. Зависимость давления во вводе р___45 - 220/2000 от
температуры окружающего воздуха.
MN — минимальное давление, устанавливаемое на заводе-изготовителе; АВ —
давление при максимальной нагрузке ввода и трансформатора.
пературы масла. Нижняя кривая MN характеризует ми-
нимально допустимое давление перед установкой ввода
на трансформатор. Верхняя кривая АВ характеризует
максимально допустимое давление при эксплуатации
ввода. При проверке показания манометра должны со-
ответствовать кривой MN с разбросом ±10%. Если
контроль давления осуществляют при вертикальном по-
ложении вводов, когда манометр находится ниже уров-
ня головки ввода, давление в верхней части ввода, кПа,
вычисляют по формуле
Р=Ро—yh,
где ро — показание манометра, Па; у — плотность мас-
ла, равная 0,9- Ю3 кг/м3; h — расстояние между голов-
кой ввода и местом расположения манометра, м.
Если давление не соответствует требуемым значени-
ям, производят подпитку или слив масла из ввода. Во
вводах с бачком давления для доливки и слива масла
на входном вентиле ввода имеется переходный штуцер
с пробкой. При проведении работ по регулированию
давления масла во вводе нельзя допускать попадания
воздуха во внутреннюю полость ввода. Подпитку масла
во вводы с бачком давления производят при помощи
ручного маслонасоса следующим образом (см. рис. 4.4,6).
Перекрывают вентили на вводе и баке давления, в пе-
реходник вместо пробки вворачивают штуцер с резь-
бой М14Х1.5, затем приоткрывают вентиль бачка дав-
ления и под струей масла из переходника и шланга от
насоса надевают шланг на штуцер. При помощи насоса
подают масло в бачок давления, пока показания мано-
метра не будут несколько больше требуемых значений.
Перекрывают вентиль на баке, выворачивают штуцер
на переходнике, затем, приоткрыв вентиль на баке дав-
ления, вместо него под струей масла вворачивают проб-
ку. Открывают вентили на вводе и бачке давления.
Такие же меры предосторожности от попадания воздуха
внутрь ввода принимают при сливе масла, замене мано-
метра и других операциях, связанных со сливом и за-
ливкой масла.
Слив и подпитку вводов без бачка давления произ-
водят аналогично.
Для доливки вводов следует применять сухое, пред-
варительно дегазированное масло с пробивным напря-
жением не ниже 50 кВ, соответствующее ГОСТ
5.1710-72. Допускается также применять масла других
марок, имеющие антиокислительные присадки.
Измерение tg б и емкости изоляции ввода произво-
дят после установки ввода в вертикальное положение.
Перед измерениями проверяют сопротивление изоля-
ции измерительного вывода мегаомметром 2,5 кВ, ко-
торое должно быть не менее 1500 МОм.
Для измерения tg 6 и емкости основной изоляции вво-
да в качестве электродов используют контактные клем-
мы и измерительный вывод, соединительную втулку вво-
да заземляют. Измерение проводят по прямой схеме мо-
ста при напряжении 10 кВ, которое подается на контакт-
ную клемму.
Измеренное значение tg 6 основной изоляции долж-
но соответствовать значениям, приведенным в паспорте
ввода. Емкость основной изоляции не нормируется, но
оценивается путем сравнения со значениями, указанны-
ми в паспорте.
Для вводов с измерительным конденсатором допол-
нительно проверяют tg 6 и емкость его изоляции. Измере-
ние проводят по прямой или перевернутой схеме моста.
В качестве электродов используют измерительный вы-
вод, к которому прикладывают напряжение 10 кВ, и
соединительную втулку, которую при измерении по пря-
мой схеме моста изолируют от земли. Значения tg 5 и
емкости изоляции не нормируются, однако оценивают-
ся путем сравнения со значениями, указанными в пас-
порте ввода.
Измерение tg 8 и емкости изоляции вводов должно
производиться при температуре не ниже +5°С. Если
окружающая температура ниже +5°С, перед измерением
вводы прогреваются при помощи воздуходувок. При
прогреве во избежание повреждения вводов следует
соблюдать следующие требования:
1)	не направлять поток горячего воздуха непосред-
ственно на фарфоровую покрышку ввода;
2)	скорость подъема температуры окружающей ввод
среды должна быть не более 5—7°С в час;
3)	вентили, перекрывающие сообщение полости вво-
да и бачка давления, должны быть в открытом поло-
жении.
Подготовка к монтажу вводов негерметичной конст-
рукции заключается в проведении внешнего осмотра
в целях выявления повреждений и следов утечки масла,
замены масла в затворе расширителя и установке необ-
ходимого уровня масла во вводе, испытания залитого
во ввод трансформаторного масла и измерения tg 6 и
емкости изоляции ввода.
Способ установки уровня масла во вводе и затворе
расширителя негерметичных вводов описан в § 3.3. При
сливе масла из ввода проверяют работу маслоуказате-
ля (сообщаемость с маслом полости ввода).
Отбор пробы масла для испытания производят через
имеющееся на соединительной втулке маслоотборное
устройство. Выходное отверстие устройства соединено
полихлорвиниловой трубкой с маслом нижней части вво-
да, которое отбирается для анализа.
Маслонаполненные вводы заливают маслом, соответ-
ствующим ГОСТ 5.1710-72. Перед монтажом вводов
масло должно соответствовать требованиям, перечис-
ленным в п. 1.6 табл. 5.1. Если масло не соответствует
требуемым нормам, его следует заменить. Обычно за-
мену масла производят без полного слива масла из
ввода. Для этого необходимо подготовить чистую ем-
кость для свежего масла вместимостью, в 3—3,5 раза
большей массы масла во вводе. В верхней надмасляной
части емкость должна быть снабжена воздухоосушите-
лем, а внизу иметь кран со штуцером для подсоедине-
ния шланга. Заполненную свежим сухим маслом ем-
кость поднимают выше головки ввода и соединяют ем-
кость шлангом с заливным отверстием расширителя
ввода. Открывают кран на емкости и заполняют расши-
ритель полностью маслом. Затем, подсоединив к масло-
отборному устройству шланг, открывают его и сливают
масло в расположенную внизу свободную емкость
в объеме не менее двукратного объема масла во вводе.
В процессе замены ввод постоянно должен быть пол-
ностью заполнен маслом. После замены масла необхо-
димо установить требуемый для нормальной работы
ввода уровень масла и выдержать ввод при остаточном
давлении не более 1,3 кПа в течение 2, 6 и 10 ч для
вводов на напряжение соответственно ПО, 220, 330 кВ
и выше. Вакуум-провод от вакуум-насоса подсоединя-
ют к доливочному отверстию ввода.
Применяют также замену масла ввода с полным
сливом и заливкой ввода под вакуумом. Для этого из
ввода полностью сливают масло через сливное отвер-
стие в нижней части ввода. Ввод герметизируют и вы-
держивают при остаточном давлении не олее и,66 кПа
в течение не менее 6, 12 и 16 ч для 'вводов на напряже-
ние соответственно ПО, 220, 330 кВ и выше. Вакуум-
провод от вакуум-насоса подсоединяют к доливочному
отверстию ввода. После этого, не останавливая ваку-
умирования, через маслоотборное устройство подают
сухое трансформаторное масло, нагретое до температу-
ры 35—40°С. Когда уровень масла достигнет % высоты
стекла маслоуказателя, заливку прекращают, а ввод
выдерживают при остаточном давлении не более
0,65 кПа в течение 6, 12 и 16 ч для вводов соответст-
венно ПО, 220, 330 кВ и выше.
После замены масла во вводе рекомендуется произ-
вести измерения tg 6 и емкости изоляции ввода. Изме-
рение tg 6 и емкости изоляции ввода производят так
же, как и для вводов герметичной конструкции. Значе-
ния tg 6 изоляции вводов негерметичной конструкции
не должны превышать, значений, указанных в паспорте
ввода, больше чем на 20%.
4.3.	ПОДГОТОВКА К МОНТАЖУ ВСТРОЕННЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
Трансформаторы тока, встраиваемые в силовые
трансформаторы, предназначены для питания измери-
тельных приборов и схем релейных защит в сетях пере-
менного тока.
Устройство встроенных трансформаторов тока пока-
зано на рис. 4.6,а,б. На изолированный кольцевой маг-
нитопровод из электротехнической стали намотана вто-
ричная обмотка из круглого изолированного провода,
которая может иметь ряд ответвлений. Снаружи вто-
ричная обмотка изолирована электрокартоном и замо-
тана миткалевой лентой. Для защиты увлажнения изо-
ляцию пропитывают влагостойким лаком. Первичной
обмоткой трансформатора тока служит ввод силового
трансформатора.
На торцевых поверхностях трансформатора тока на-
несена маркировка (Л1 и Лг)> определяющая направле-
ние первичного тока, а отпайки вторичной обмотки мар-
кируются буквами И\, Иъ, Из, И4, Из и т. д. соответст-
венно числу отпаек. Буквой И\ обозначается начало об-
мотки, а буквами И?, Из и т. д. — ответвления в поряд-
ке возрастания номинального первичного тока, послед-
ней буквой обозначается донец вторичной обмотки. При
протекании первичного тока в направлении от л j и Л2
вторичный ток должен проходить по внешней цепи в на-
правлении от И\ к И2.
Работа трансформатора тока в режиме холостого
хода недопустима. При работе силового трансформато-
ра вторичная обмотка трансформатора тока должна
быть подключена к нагрузке (приборам или аппарату-
ре) либо закорочена. Трансформаторы тока обычно
смонтированы в специальных кожухах, называемых
установками трансформаторов тока. В каждом кожухе,
Рис. 4.6. Установка встроенных трансформаторов тока.
а — установка; б — электрическая схема; 1 — кожух; 2 — изоляционная про-
кладка; 3 — трансформатор тока; 4 — отпайка; 5 — деревянный клип; 6 —
стягивающая шпилька; 7 — плита.
как правило, располагают по два трансформатора то-
ка, которые стянуты при помощи гетинаксовых плит и
расклинены. Для установки и закрепления в кожухе на
сердечнике трансформатора тока сверху и снизу имеют-
ся опорные клинья. Отпайки от вторичной обмотки
трансформатора тока выведены в клеммную коробку,
расположенную на внешней поверхности кожуха.
В некоторых трансформаторах трансформаторы тока
закрепляют внутри бака. Подготовка к монтажу уста-
новки встроенных трансформаторов тока заключается
в проведении внешнего и внутреннего осмотров для вы-
явления повреждений и следов утечки масла, проверки
пробивного напряжения залитого в кожухе масла, про-
верки полярности, измерений активного сопротивления
и коэффициента трансформации отпаек вторичной об-
мотки, испытании изоляции напряжением и снятии
вольт-амперной характеристики.
Если значение пробивного напряжения масла из
кожуха показывает на присутствие в нем значительно-
го количества влаги, а также если трансформаторы то-
ка длительно находились в разгерметизированном со-
стоянии либо непосредственно под действием влаги
(дождя, снега), перед монтажом их необходимо подсу-
шить. Сушку обычно производят горячим воздухом
с температурой 100—110°С, подаваемым от воздуходу-
вок, либо в печи. Контроль за окончанием сушки ведут
по установившимся значениям сопротивления изоляции
трансформаторов тока по отношению к заземленному
корпусу. Сушка при указанной температуре обычно
занимает 8—10 ч.
Проверку полярности трансформаторов тока произ-
водят по отклонению направления стрелки подключен-
ного ко вторичной обмотке гальванометра при замыка-
нии и размыкании цепи пропускаемого через первич-
ную обмотку постоянного тока. При испытаниях в ка-
честве первичной обмотки применяют проводник, кото-
рый пропускают внутри сердечника. При присоедине-
нии однополярных выводов первичной и вторичной об-
моток к плюсу батареи и плюсу гальванометра в мо-
мент замыкания цепи стрелка гальванометра должна
давать положительное отклонение, а в момент размы-
кания — отрицательное.
Активное сопротивление на всех отпайках вторичной
обмотки измеряют при помощи моста или методом ам-
перметра-вольтметра. Полученные значения активного
сопротивления должны соответствовать значениям, при-
веденным в паспорте трансформатора тока.
Коэффициент' трансформации измеряют методом
двух амперметров. В качестве первичной обмотки ис-
пользуют проводник, который пропускают внутрь сер-
дечника. Для создания требуемого тока в первичной
обмотке применяют нагрузочный трансформатор. Коэф-
фициент трансформации должен соответствовать пас-
портным значениям.
Перед испытанием трансформаторов тока напряже-
нием необходимо измерить сопротивление изоляции ме-
гаомметром на напряжение 2,5 кВ, которое должно
быть не менее 10 МОм. Переменное напряжение при-
кладывают к выводам отпаек от вторичной обмотки,
Рис. 4.7. Вольт-амперные характе-
ристики трансформаторов тока
при витковых замыканиях.
/ —j исправный трансформатор тока;
2 — замкнуты два витка.
которые закорачивают между со ой. Кожух установки
заземляют. Изоляция трансформаторов тока должна
выдерживать напряжение 2 кВ в течение 1 мин.
Вольт-амперная характеристика представляет собой
зависимость напряжения, подаваемого на вторичную
обмотку от возникающего при этом тока. Ее снимают
для настройки релейной защиты трансформатора и ис-
пользуют для оценки ис-
правности вторичной об-
мотки трансформатора
тока (наличие коротко-
замкнутых витков). Сня-
тая вольт-амперная ха-
рактеристика сопоставля-
ется типовыми или с
вольт-амперными харак-
теристиками трансфор-
маторов тока, однотип-
ных с проверяемым.
На рис. 4.7 приведены
вольт-амперные характе-
ристики для исправного
трансформатора тока и
трансформатора тока,
в обмотке которого за-
мкнуты два витка. Сле-
дует отметить, что наклон вольт-амперной характери-
стики зависит от получаемой формы кривой тока и на-
пряжения при их снятии, которые могут быть различны
при применении различных схем их снятия.
В процессе проведения испытаний магнитопровод
трансформатора тока может намагничиваться, что вли-
яет на точность его работы, поэтому после окончания
испытаний следует провести размагничивание магни-
топровода трансформатора тока одним из указанных
ниже методов.
1.	Вторичную обмотку замыкают на сопротивление
около 10 Ом для трансформаторов тока с номинальным
вторичным током 5 А и около 300 Ом для трансформа-
торов с номинальным вторичным током 1 А. Через пер-
вичную обмотку пропускают номинальный ток, а затем
плавно уменьшают его до нуля.
2.	При разомкнутой вторичной обмотке через пер-
вичную обмотку пропускают ток, равный 10% номи-
нйльного, а затем плавно уменьшают его до нуля. Уто1
способ применяется для трансформаторов тока с но-
минальным вторичным током 5 А.
Если во время осмотра были обнаружены повреж-
дения, которые могли привести к нарушению состояния
изоляции перед монтажом трансформаторов тока, не-
обходимо провести испытание междувитковой изоляции
индуктируемым напряжением. Для этого по первичной
обмотке пропускают ток, при котором на разомкнутой
вторичной обмотке наводится напряжение, равное
3,5 кВ. Ток первичной обмотки не должен превышать
номинального значения. Междувитковая изоляция
трансформатора тока должна выдерживать без пробоя
и повреждения индуктивное напряжение в течение
1 мин.
Если при номинальном значении тока в первичной
обмотке напряжение на вторичной обмотке будет мень-
ше 3,5 кВ, испытание проводят при полученном напря-
жении.
4.4.	ПОДГОТОВКА К МОНТАЖУ КОМПЛЕКТУЮЩЕЙ
АППАРАТУРЫ И ПРИБОРОВ
а)	Подготовка газового реле
Газовое реле предназначено для подачи сигнала о
появлении газа в трансформаторе. В конструкции мощ-
ных силовых трансформаторов наиболее широкое при-
менение находит газовое реле типа РГЧЗ-66, а также
типа BF производства ГДР.
Устройство и работа реле типа РГЧЗ-66 известны
широкому кругу специалистов. Подготовка его к монта-
жу заключается в проверке действия его рабочих эле-
ментов (верхнего и нижнего) и заслонки потока масла.
На время транспортировки внутреннюю часть реле рас-
крепляют амортизационными прокладками. Каждое ре-
ле со стороны фланцев закрепляют временными за-
глушками, запаивают в полихлорвиниловый мешочек
и укладывают в картонную коробку.
Перед установкой на трансформатор реле освобож-
дают от транспортных упаковок и раскреплений, вы-
нимают внутреннюю часть из корпуса и визуально про-
веряют ход подвижных контактов по неподвижным пос-
ле их касания. Ход должен быть не менее 2 мм. Затем
проверяет йзолйцйю электрических Цепей реле относи-
тельно корпуса при помощи мегаомметра 500 В.
Корпус и крышка реле типа BF (рис. 4.8,а, б) изготовлены из
стойкого против атмосферного влияния сплава легкого металла,
а внутренняя часть реле — из стали. Для контроля работы внут-
ренней части на боковых сторонах корпуса имеются два смотро-
вых стекла, которые крепятся посредством резьбового кольца из
пластмассы. Верхние стекла имеют градуированную шкалу в куби-
ческих сантиметрах. Для защиты против загрязнений стекол при-
креплены откидные крышки. В самой низкой точке корпуса на двух
сторонах имеется по одной пробке для слива масла из реле.
К крышке реле прикрепляют внутреннюю часть, краник для отбора
газа, контрольный клавиш для проверки работы реле и выводы от
рабочих контактов. Зажимы подключения к выводам, а также под-
ключения защитного провода находятся в коробке подключений,
пристроенной к крышке и закрываемой подвижной заслонкой.
Чтобы воспрепятствовать скоплению конденсата в клеммной ко-
робке, имеется отверстие для циркуляции воздуха, устроенное по-
добно лабиринту.
- Внутренняя часть реле имеет два рабочих элемента: верхний,
состоящий из поплавка с манипермагнитом и магнитной трубки
с электрическими контактами, и нижний, состоящий из поплавка,
манипермагнита, магнитной трубки с электрическими контактами и
переставляемой подпорной заслонки. Обычно контакты верхнего
элемента реле включаются в цепи сигнализации, а нижиего эле-
мента — в цепи отключения трансформатора от сети. В нормальном
состоянии оба поплавка находятся в верхнем положении. Если
уровень масла в реле снижается вследствие вытеснения его по-
ступающим газом или утечки масла из трансформатора из-за не-
плотности, то одновременно верхний поплавок перемещается в ниж-
нее положение. Примерно на полпути магнит, механически связан-
ный с поплавком, проходит около магнитной трубки управления,
вследствие чего замыкаются электрические контакты. При этом уро-
вень масла на шкале смотрового стекла достигает значения 300 см3.
Дальнейшее понижение уровня масла в реле побудит к погруже-
нию также и нижиий поплавок. При этом механически связанный
с ним магнит, проходя около прилежащей к нему магнитной труб-
ки, вызывает замыкание контактов до того, как уровень масла
достигнет отверстия нижней трубы.
Образующийся вследствие бурного газообразования внутри
трансформатора сильный поток масла попадает на расположенную
вблизи входного штуцера подпорную заслонку, которая меняет
свое положение в направлении потока. При этом магнит также
проходит около прилежащей к нему магнитной трубки управления
и контакты замыкаются. Соединенную с нижним поплавком под-
порную заслонку можно отрегулировать иа срабатывание при ско-
рости потока от 65 до 150 см/с. Для изменения уставки срабаты-
вания реле необходимо отпустить установочный болт, находящийся
на нерабочей стороне промежуточного листа, вынуть магнитодер-
жатель из стопорных шлнцев и передвинуть его до появления
в окне магнитодержателя требуемого показателя срабатывания
Перед установкой на трансформатор реле необходимо освобо-
дить от упаковки и транспортных креплений и проверить действие
рабочих элементов при помощи контрольного клавиша. При нажа-
тии на клавиш должны опускаться вначале верхний, а затем
Рис. 4.8. Газовое реле типа BF.
а~~ крышка реле; б— разрез; 1 — кран для отбора газа; 2 — клавиш кон-
трольный; 3— контактный зажим для подключения кабеля; 4—верхний по-
плавок; £ —магнитная трубка; £ —нижний поплавок; 7 ~~ манипер-магянт;
о — подпорная заслоика.
нижний поплавки й соответственно срабатывать электрические кон-
такты вначале верхнего, а затем нижнего рабочих элементов. Рабо-
та поплавков контролируется через смотровые окна в корпусе реле,
а срабатывание электрических контактов — при помощи лампочки
или других приборов.
6)	Подготовка термометрических сигнализаторов
Термометрические сигнализаторы типа ТС-100 пред-
назначены для контроля за температурой масла в транс-
форматоре и автоматического управления работой си-
стемы охлаждения. Они представляют собой парожид-
костные дистанционные термометры с электроконтакт-
ным устройством.
Термосигнализатор состоит из термобаллона, запол-
ненного специальной жидкостью (хлорметил) и уста-
навливаемого в гнезде на баке трансформатора, капил-
ляра и прибора со шкалой, внутри которого имеются
манометрическая пружина, система передачи движения
и система электрических контактов. Принцип действия
термосигнализатора основан на зависимости между
температурой и давлением насыщенных паров заполни-
теля (хлорметила), заключенного в герметически замк-
нутой системе.
Рисунок 4.9 поясняет работу термосигнализатора.
При изменении давления паров происходит деформация
манометрической пружины, последняя посредством ры-
чажного устройства приводит в движение стрелку на
шкале прибора и вызывает скольжение контактных ще-
ток по контактному сектору. Один из секторов связан
с желтым, а другой — с красным установочными ука-
зателями на шкале прибора. Замыкание электрических
контактов происходит при совпадении конца указатель-
ной стрелки с концом установочной стрелки. При повы-
шении температуры происходит замыкание контакта,
соответствующего красному установочному указателю,
причем контакт, соответствующий желтому установоч-
ному указателю, остается замкнутым. Установка крас-
ного и желтого указателей на требуемое значение тем-
пературы производится при помощи предусмотренных
для этого винтов. Ниже приведены основные техниче-
ские данные термосигнализатора типа ТС-100:
Пределы измерения, °C............................ О—100
Интервалы температур, °C.................... 0—40 40—100
Цена деления.........................................5	2
Допустимая погрешность при температуре 20±5°С, %	4	2,5
То же, °C........................................±4	±2,5
Номинальное количество срабатываний контактов 5000
Разрывная мощность при напряжении 220 В, Вт 25
Перед установкой термосигнализатора на трансфор-
матор необходимо убедиться в отсутствии повреждений
и сличить показания термосигнализатора с показания-
ми контрольного образцового прибора при изменении
температуры по всему диапазону шкалы термосигнали-
затора. Подготовка к монтажу узлов и деталей системы
охлаждения и переключающих устройств описана
в гл. 8, 9.
Рис. 4.9. Схема устройства термосигнализатора ТС-100.
I — переходная колодка; 2— ламель красного указателя; 3 —ламель желтого
указателя; 4 — контактные щеточки; 5 — ось стрелки; 6, 7, 16 — поводок; 8 —
гермобаллон; 9 — соединительная трубка (капилляр); 10— манометрическая
пружина; 11 — ось; 12 — шкала; 13 — указатель красный; 14 — стрелка; 15 —
указатель желтый.
ГЛАВА ПЯТАЯ
ПОДГОТОВКА И ХРАНЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРНОГО
МАСЛА
5.1.	НОМЕНКЛАТУРА И ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРНОМУ
МАСЛУ
Трансформаторное масло предназначено для изоля-
ции находящихся под напряжением частей и узлов ак-
тивной части трансформатора, для отвода теплоты от
нагревающихся при работе трансформатора частей, а
также для предохранения твердой изоляции от быстро-
го увлажнения при проникновении влаги из окружаю-
щей. среды.
Эксплуатационные свойства трансформаторного
масла определяются его химическим составом, который
зависит главным образом от химического состава сырья
и применяемых способов его очистки при изготовлении.
В настоящее время применяются трансформаторные
масла нескольких марок, отличающиеся химическим со-
ставом и эксплуатационными свойствами, а поэтому
имеющие различные области применения. Для заливки
трансформатора рекомендуется применять масло опре-
деленной марки. Допускается также производить залив-
ку трансформаторов смесью масел. При этом необходи-
мо измерить tg б каждого из масел, входящего в смесь.
Значение tg б смеси должно быть не хуже tg б компо-
нента смеси, имеющего наихудшее значение. Если в со-
став смеси входит масло без антиокислительной присад-
ки, перед заливкой необходимо проверить стабильность
смеси масел, которая должна быть не хуже стабильно-
сти масла, не содержащего присадки. Иногда для по-
вышения стабильности получаемой смеси в нее добав-
ляют присадку на все количество входящего в смесь
масла без присадки.
Область применения смеси определяется по входяще-
му в ее состав маслу, презназначенному для заливки
в трансформаторы низшего класса напряжения.
Следует учесть, что сейчас выпуск трансформатор-
ных масел без антиокислительной присадки прекращен,
однако на объектах еще имеются масла, ранее изготов-
ленные по ГОСТ 982-68, марки ТК без добавления ан-
тиокислительной присадки. В настоящее время прово-
дятся работы по совершенствованию технологии изго-
товления трансформаторного масла, предусматриваю-
щие введение единых требований (ГОСТ) к маслам,
изготавливаемым из нефтей различных месторождений.
В новые трансформаторы следует заливать только
свежие масла, не бывшие'в эксплуатации. Трансформа-
торное масло, прибывшее совместно с трансформато-
ром с завода-изготовителя, должно быть проверено по
показателям, приведенным в пп. 1—6 табл. 5.1; масла,
прибывшие с нефтеперерабатывающих заводов, —
пп. 1—9 той же таблицы.
Каждая партия масла, применяемая для заливки и
доливки трансформаторов, должна иметь сертификат
завода — поставщика масла, подтверждающий соответ-
ствие масла стандарту. Для масла, прибывшего вместе
с трансформатором, соответствие масла стандарту под-
тверждается соответствующей записью в паспорте или
формуляре трансформатора.
Свежее трансформаторное масло, поступающее
с нефтеперерабатывающих заводов, перед заливкой
в трансформаторы необходимо дополнительно очистить
от имеющихся механических примесей, влаги и газов
для получения необходимых эксплуатационных харак-
теристик.
Влага в трансформаторном масле может находиться
в состоянии осадка, в виде эмульсии и в растворенном
состоянии. Подготовленное для заливки в трансформа-
тор масло полностью очищается от влаги, находящейся
в эмульсионном состоянии и в виде отстоя. Содержание
растворенной в масле влаги должно быть не более зна-
чений, указанных в табл. 5.1. В растворенном состоя-
нии влага не оказывает значительного влияния на
Электрическую прочность и tg б масла, однако способ-
ствует повышению окисляемости масла и понижению
его стабильности. Поэтому достижение удовлетвори-
тельных значений пробивного напряжения и tg б масла
не является окончательным критерием очистки.
При атмосферном давлении в трансформаторном
масле может быть растворено до 10% воздуха. Перед
заливкой в трансформаторы, оборудованные азотной и
пленочной защитами, масло должно быть дегазирова-
но до остаточного газосодержания не более 0,1 % массы.
После очистки в масле должны отсутствовать меха-
нические примеси.
Эксплуатационные свойства масел проверяют по
электроизоляционным и физико-химическим характери-
Таблица 5.5.
Область применения и предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла
| № п/п.	[	Показатели качества масла	ГОСТ 982-63 (ТКИ)		ГОСТ 10121-76				ГУ-38-101-281-75		ТУ-38-101-226-74 (Т-1500)		ГОСТ 5.1710-72 (Т-750)		Эксплуата- ционное масло всех марок
				I категория качества		С государст- венным Знаком качества								
		Область применения												
		До 500 кВ		До 220 кВ		До 1500 кВ		До 500 кВ		До 1500 кВ		До 750 кВ		
		Стадия проверки												
		И S ч га m с _< «Е	После за- ливки	CQ К га СП ЙЁ	После за- ливки	До залив- ки	• После за- ливки	§ м	После за- ливки	До залив- ки	После за- ливки	Ш § га со О	После за- ливки	В процессе эксплуата- ции
1 2 а) 6)	Минимальное пробивное напряжение в стандарт- ном маслопробойнике, кВ Для трансформаторов на напряжение: до 15 кВ от 15 до 35 кВ от 60 до 220 кВ от 330 до 500 кВ 750 кВ Тангенс угла диэлектри- ческих потерь при напря- женности электрического поля 1 кВ, %, не более: при 20°С при 70°С	30 35 45 55 0,2 1,5	25 30 40 50 0,3 2,0	30 35 45 0,2 2,0	25 30 40 0,3 2,5	30 35 45 55	25 30 40 50	30 35 45 55	25 30 40 50	55 65	50 60	55 65 0,3	50 60 0,5	20 25 35 45 55 7*
в) I при 90°С	2,6
Кислотное число, мг 0,02
3 КОН на 1 г масла, не
более
•4 Содержание водораство-
0,02 0,02
0,02
римых кислот и щело-
чей
5 Содержание механиче-
ских примесей
® Температура вспышки,
определяемая в закры-
• том тигле, °C, не ниже
135
135	150
150
7	Температура застыва-	—45	—	—45
8	ния, °C, не выше (прове- ряют для трансформато- ров, работающих в рай- онах с холодным клима- том) Общая	стабильность	0,01		Отс,
	против окисления (ГОСТ 981-75): количество осад- ка после окисления, %, не более кислотное число окис-	0,1		0,1
9	ленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более Натровая проба, баллы,	1	1	1
	не более			
0,5 0,02	0,7 0,02	1 0,03	1,5 0,03	0,5 0,01	0,7 | 0,01	0,5 0,01	0,7 0,01	0,25
150	Отсу' Отсу1 150	ГСТВуКИ гствуюз 135	135	135	135	135	135	0,014** мгКОН Снижение
—45	—	—50	—	—45	—	—55	—	не более чем на 5° С по сравне- нию с предыду- щим зна- чением
Отс.		0,02		0,1		Отс.		Не нор-
0,25	—	0,2	—	0,05	—	0,03	—	мируётся То же
1	1	1	1	—	—	1	1	я	п
Продолжение табл. 5.1														
С С £	Показатели качества масла	ГОСТ 982-68 (ТКП)		ГОСТ 10121-76				ТУ-38-101-281 -75		ТУ-38-101-226-74 (Т-1500)		ГОСТ 5.1710-72 (Т-750)		Эксплу- атационное масло всех марок
				I категория качества		С государствен- ным Знаком качества								
		Область применения												
		До 500 кВ [		До 220 кВ |		До 1500 кВ		До 500 кВ		До 1500 кВ		До 750 кВ		
		Стадия проверки												
		m й га .и foe4	После, за- ливки	1 До залив- : ки.	После за- ливки	До залив- ки	После за- ливки	До залив- ки	После за- ливки	До залив- ки	После за- ливки	m й га и о ч «и	После за- ливки	В процес- се эксплу- атации
10 11 бь «1	Влагосодержаиие, %: для трансформаторов, оборудованных возду- хоосушителем для трансформаторов, оборудованных азот- ной и пленочной за- щитами Газосодержание, %: для трансформаторов, оборудованных азот- ной и пленочной за- щитами * Для трансформаторов на нап ть не более 5%. Для трансформап ** Для трансформаторов мошно € водорастворимых кислот и щелоч *** Для трансформаторов, обору!	0,002 0,001 0,1 эяжери эров на стью бс ей в эк Хованнь	0,0025 0,001 0,1 до 220 напряже >лее 600 сплуатац к пленоч	0,002 0,001 0,1 кВ. Дл$ ние 750 кВ-А и ионном аой защ	0,0025 0,001 0,1 трансф кВ — не маслонап ласле до итой мал	0,002 0,001 0,1 зрматор более олнениь пжно бь а.	0,0025 0,001 0,1 эв на наг 2%. IX вводог ггь не бс	0,002 0,001 0,1 ряжение . Для ij лее 0,03	0,0025 0,001 0,1 330—50 эансформ мг ков	0,002 0,001 0,1 кВ tg6 зторов м [.	0,0025 0,001 0,1 ЭКСПЛуЕ лцностьк	0,002 0,001 0,1 тацион мене	0,0025 0,001 0,1 того ма 630 кВ	0,002 1 *** :ла должен А содержа-
стикам, оценка и методика определения которых рас-
смотрены в § 5.7.
Область применения различных марок масел и нор-
мируемые значения его показателей приведены
в табл. 5.1.
5.2.	ОРГАНИЗАЦИЯ МАСЛОХОЗЯЙСТВА И ХРАНЕНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА
Получаемое с нефтеперерабатывающих заводов мас-
ло хранится на маслохозяйствах энергетических пред-
приятий. Для этого маслохозяйства оборудуются бака-
ми для хранения масла, насосами, маслообрабатываю-
щим оборудованием, стационарными и переносными
маслопроводами, средствами пожаротушения. Контроль
за качеством поступающего масла и состоянием его
в процессе хранения осуществляют путем проверки
в лаборатории его технических данных.
Количество баков на маслохозяйстве определяется
в зависимости от емкости установленного и устанавли-
ваемого на энергопредприятии маслонаполненного обо-
рудования. При определении потребного количества
маслобаков следует учитывать необходимость раздель-
ного хранения свежих и эксплуатационных масел
разных марок, а также предусматривать не менее одно-
го свободного бака, предназначенного для подготовки
трансформаторного масла к заливке в оборудование.
Для доставки масла к трансформатору маслохозяй-
ства оборудуются разветвленной системой стационарного
маслопровода, который прокладывается под землей.
Перед применением такой маслопровод необходимо
промыть, так как в нем могут быть остатки эксплуата-
ционного или влажного масла, а также проверить его
маслоплотность.
При отсутствии стационарного маслопровода масло,
предназначенное для заливки трансформатора, вначале
предварительно обрабатывают в маслохозяйстве, а за-
тем доставляют и хранят в инвентарных баках, уста-
навливаемых вблизи трансформатора, где производят
окончательную его обработку и заливку в трансформа-
тор. При этом небольшие порции масла (до 10 т) для
доливки или заливки в трансформаторы малой мощно-
сти обычно подготавливают в маслохозяйствах и до-
ставляют к месту установки трансформаторов в метал-
лических емкостях. Для доставки небольших порций
масла также применяются герметичные маслоплотные
эластичные емкости.
В § 5.7 описана методика проведения и оценки ре-
зультатов испытания масел. Для получения достовер-
ных результатов испытаний необходимо правильно про-
изводить отбор пробы масла для анализа с целью ис-
ключения дополнительного увлажнения и загрязнения
масла. Применяемые для отбора пробы масла банки
должны быть изготовлены из прозрачного стекла и
иметь притертые стеклянные пробки. Допускается при-
менение банок с корковыми пробками и прокладками из
пергаментной бумаги. Перед применением банки тща-
тельно промывают, сушат сухим подогретым воздухом
и помещают в сушильный шкаф, где выдерживают
в течение 2 ч при температуре 90°С. После охлаждения
банки закрывают пробками и хранят в закрытом состо-
янии.
Принимаются меры по недопущению увлажнения
масла и посуды в процессе отбора. Тщательно проти-
рают маслоотборное устройство, спускают около 2—Зл
масла, промывая маслоспускное отверстие. Предвари-
тельно банку и пробку дважды ополаскивают отбирае-
мым маслом. К банке привязывают сопроводительный
ярлык, в котором указываются дата, назначение и мес-
то, откуда взята проба.
Для защиты маслобаков от попадания в них влаги
и загрязнений из окружающей среды применяют возду-
хоосушители. Конструкция и обслуживание воздухоосу-
шителей описаны в § 10.3.
При организации обработки масла следует выде-
лить свободную пустую емкость для слива выходящего
из маслоочистительной установки масла. В целях сокра-
щения времени обрабатывать масло в емкости, в кото-
рой оно хранится, не рекомендуется.
5.3.	ОБРАБОТКА МАСЛА ЦЕНТРИФУГИРОВАНИЕМ
Обработка масла центрифугированием заключается
в удалении из масла влаги и взвешенных меха-
нических частиц при воздействии на них центро-
бежной силы. Способом центрифугирования можно уда-
лить из масла только влагу, находящуюся в состоянии
эмульсии, и твердые частицы, удельная масса которых
больше удельной массы обрабатываемого масла. Уда-
лить из масла с помощью центрифугирования раство-
ренные в нем влагу и газы, а также легкие, загрязня-
ющие его примеси типа волокон нельзя, поэтому при
подготовке масла для заливки в мощные высоковольт-
ные трансформаторы такая обработка недостаточна.
Она может применяться в основном при подготовке
масла для заливки в трансформаторы класса напряже-
ния 35 кВ и ниже либо в качестве предварительной
очистки масла. Следует отметить, что длительная обра-
ботка масла центрифугированием способствует окисля-
емости чистого масла из-за возможного удаления ан-
тиокислительных присадок.
Нашей промышленностью выпускаются различные
типы маслоочистительных установок, работающих на
принципе центрифугирования. В практике они называ-
ются центрифугами или сепараторами.
Наибольшее распространение для очистки трансфор-
маторного масла получили установки типа СМ1-3000 и
ПСМ.1-3000, имеющие тарельчатые вращающиеся бара-
баны. Внутри барабана такой центрифуги помещается
пакет, состоящий из большого числа тарелок — усечен-
ных конусов из тонкого листового металла, имеющих
отверстия по окружности. Влага и механические приме-
си отделяются центробежной силой из тонких слоев
масла между тарелками, что ускоряет процесс очистки
масла.
Устройство и-работа маслоочистительных установок
типа СМ.1-3000 и ПСМ1-3000 хорошо известны широко-
му кругу специалистов и достаточно полно описаны
в технической литературе.
5.4.	ОБРАБОТКА МАСЛА ФИЛЬТРОВАНИЕМ
Обработка масла фильтрованием заключается в про-
пускании его через пористые перегородки (фильтрую-
щие элементы), на которых задерживаются имеющиеся
в нем примеси. Наиболее широкое распространение
для обработки масла фильтрованием получили перед-
вижные рамные фильтр-прессы.
Конструктивно фильтр-пресс представляет собой
набор установленных на станине рам и плит, между
которыми закладывают фильтрующий материал. После
сборки их стягивают ручным зажимом. В плитах и ра-
мах имеются отверстия, образующие после сборки ка-
налы для прохода масла. Масло через фильтрующий
материал продавливают маслонасосом. Контроль за ра-
ботой производят по манометру, измеряющему давле-
ние масла в фильтр-прессе.
В качестве фильтрующего элемента наиболее широ-
кое распространение получил фильтровальный картон
(ГОСТ 6722-75). В фильтр-прёссах можно применять и
другие виды фильтрующих элементов, например суро-
вую ткань из хлопчатобумажной крученой пряжи
(ГОСТ 504-68), фильтровальную капроновую ткань
ФК и др. Фильтровальный капрон не должен допускать
отрыва волокон при работе фильтр-пресса, загрязняю-
щих очищенное масло.
Промышленность выпускает передвижные рамные
фильтр-прессы различных типоисполнений производи-
тельностью от 1500 до 3000 л/ч, устройство которых из-
вестно широкому кругу читателей.
Конструкция фильтр-пресса имеет следующие недо-
статки: контакт с окружающим воздухом (негерметич-
ная конструкция), малая производительность, частая
замена фильтрующего элемента.
Рис. 5.1. Схема устройства фильтра типа ФГН.
а — устройство фильтра; б — фильтрующий пакет; 1 — входной патрубок; 2
корпус; 3— фильтрующий пакет; 4— центральная труба; б — чехол; 6 — алю-
миниевый диск; 7 — выходной патрубок.
В последнее время для очистки от механических при-
месей масел, предназначенных для заливки в мощные
высоковольтные трансформаторы, применяют фильтры
герметичной конструкции типа ФГН-30 и ФГН-60, ко-
торые выпускаются промышленностью для очистки
жидкого топлива.
Устройство и принцип работы фильтра типа ФГН
поясняет рис. 5.1,о,б. Фильтр ФГН представляет собой
вертикальный цилиндрический сосуд, разнимающийся
в нижней части. На центральной трубе, сообщающейся
с выходным патрубком, смонтированы фильтрационные
пакеты. Фильтрационный пакет состоит из фильтраци-
онного чехла и набора металлических дисков. Чехол
изготовлен из нетканого материала. Диски внутри чех-
ла расположены, как показано на рис. 5.1,6.
Таблица 5.2
Технические данные фильтров типа ФГН
Наименование	ФГН-30	ФГН-60	ФГН-120
Пропускная способность, м3/ч*	10	20	60
Фильтрационный материал	Нетканый, ТУ-12541-65		
Число слоев фильтрационного мате-	2	2	2
риала	1,7	2,4	4'.
Фильтрационная поверхность, м2			
Тонкость фильтрации, мк	5—15	5—15	5—15
Рабочее давление максимальное, кПа	800	800	1500
Перепад давления, кПа:	0,5		0,5
в начале работы		0,5	
максимально допустимый	1 >5	1,5	1 >5
Габаритные размеры, мм:		762	1000
высота	680		
диаметр корпуса	346	400	400-
Диаметр присоединительных патруб-	75	100	150
ков, мм			
Масса, кг	40	64	81
* Пропускная способность для трансформаторного масла указана примерно.
Для контроля за давлением на фильтре установлен
дифференциальный манометр, указывающий избыточ-
ное давление жидкости (до и после фильтра), а также
разность давлений между ними (перепад давления). На
подсоединительных патрубках дифференциального ма-
нометра имеется маркировка для правильного его под-
соединения к фильтру.
Фильтрация масла в фильтре происходит следую-
щим образом: заполняя внутреннюю полость фильтра,
масло, проходя под давлением через чехол, очищается
и попадает в канавки алюминиевого диска, откуда по
радиальным пазам и через отверстия в центральном
кольцевом выступе диска устремляется в пазы цент-
ральной трубы и дальше в выхлопной патрубок.
Технические данные фильтров типа ФГН приведены
в табл. 5.2.
Для пропускания масла через фильтр используют
герметичные маслонасосы типа 5Т или ЦНТ.
5.5.	АДСОРБЦИОННЫЙ МЕТОД ОБРАБОТКИ МАСЛА
Процесс очистки масла при помощи адсорбции осно-
ван на поглощении воды и других примесей, ухудшаю-
щих его эксплуатационные свойства, различными ад-
сорбентами. Для удаления из масла влаги в качестве
адсорбента применяются синтетические цеолиты.
Кристаллы цеолита получают в результате реакции,
которая происходит при смешивании гидроокисей алю-
миния А1(ОН)3 и кремния (SiOH)4 в сильнощелочной
среде. В результате кристаллизации положительно за-
ряженные ионы алюминия и кремния располагаются
в глубине пористого алюминосиликатного скелета, а
отрицательно заряженные ионы кислорода — на по-
верхности скелета. На поверхности скелета имеются
также положительно заряженные ионы Na, Са, К, спо-
собные к ионному обмену. Таким образом, цеолиты яв-
ляются полярными адсорбентами.
Структура цеолитов и наличие на поверхности пор
заряженных ионов кислорода определяют их высокую
адсорбентную способность, особенно к полярным моле-
кулам воды.
Каждый вид цеолитов отличается строго определен-
ным размером входных отверстий пор, поэтому они ад-
сорбируют только молекулы веществ, которые могут
проникнуть внутрь пор, что определяет их высокую из-
бирательную способность. В связи с этим цеолиты на-
зывают молекулярными ситами. Молекулы трансфор-
маторного масла, имеющие сравнительно большие раз-
меры, цеолитами не адсорбируются.
Наша промышленность выпускает два типа цеоли-
тов_А и X, по структуре отличающиеся размерами
входных отверстий. Цеолиты типа А имеют средний ди-
а метр входных отверстий 4,2-10-12 м, а типа X — 8—
Ю-10-10 м. Первый знак в обозначении марки цеолитов
указывает на вид участвующего в ионном обмене эле-
мента, например NaA, СаА, СаХ и др.
Сильно развитая пористая поверхность кристаллов
цеолитов обеспечивает большую их влагоемкость (18—
20% массы). При низкой концентрации влаги в масле
и повышенной температуре цеолиты имеют в несколько
раз большую влагоемкость, чем некоторые другие ад-
сорбенты (силикагель, активизированная окись алюми-
ния и др.). Цеолиты выдерживают без потери своих
свойств продолжительный нагрев при температуре
300—450°С, что необходимо для их осушки.
По внешнему виду чистый цеолит представляет со-
бой мелкий кристаллический порошок, который неудо-
бен для применения, поэтому из цеолитов с помощью
связывающего материала (10—15% глины) изготовля-
Таблица 5.3
Качества синтетических цеолитов
Наименование	Марка цеолита			
	NaA	СаА	NaX	СаХ
Гравиметрическая (насыпная) плот- ность, г/см3, не менее Номинальный размер по среднему диа- метру, мм	0,62	0,65 4,54 3,64 2,04	0,65 =0,5 -0,4 =0,2	0,6
Гранулометрический состав при этом должен отвечать содержанию фрак- ции номинального размера, % (по массе), не менее	94	94	94	94
Индекс механической прочности на раз- давливание, МПа, не менее	4,0	5,5	5,0	4,5
Индекс механической прочности на ис- пытание, % (по массе), не менее Водостойкость, % (по массе), не менее Динамическая активность по парам воды при проскоковой концентрации, отвечающей точке росы не выше —70°С, г/см3, не менее, для таблеток диаметром, мм:	40	60	55	55
		96	96	96
4,5±0,5	62	90	72	95
3,6±0,4	70	100	80	100
2я0-{-0,2	85	120	95	105
Потери при прокаливании, % (по мас- се), не более	5	5	5	5
ют гранулы, которые по своей механической прочности
пригодны для применения в промышленных условиях.
Технические сведения о качестве выпускаемых на-
шей промышленностью синтетических цеолитов приве-
дены в табл. 5.3.
Для сушки трансформаторного масла в основном
применяются цеолиты марки NaA. Обработка масла
при помощи цеолитов позволяет удалить из него влагу,
находящуюся в растворенном состоянии.
На рис. 5.2,о показана технологическая схема цео-
литовой установки. Основной составной частью уста-
новки является батарея адсорберов. Адсорбер пред-
ставляет собой полый цилиндр, полностью заполненный
цеолитом. В верхней и нижней горловине адсорбера
имеются мелкие металлические сетки, которые служат
для удержания цеолитов внутри цилиндра. Адсорберы
при помощи коллекторов собраны в единую систему.
Для очистки масла от механических примесей на входе
установки имеется фильтр. В качестве фильтрующего
элемента применяются фильтровальная бумага и ткань
бельтинг. Такой же фильтр расположен на выходе
установки. Он предназначен для задержания крошки
цеолита в случае повреждения удерживающей сетки
адсорбера. Для контроля за работой в установке име-
ются манометр и счетчик расхода масла.
При помощи маслонасоса сырое масло через масло-
подогреватель и входной фильтр подается на включен-
ные параллельно адсорберы, где происходит его суш-
ка. Осушенное масло через выходной фильтр поступает
на выход установки, смонтированной на автоприцепе.
Ниже приведены технические данные -цеолитовой
установки:
Производительность, л/ч.........................От	1600 до 2500
Количество адсорберов, шт.............................. 4
Масса цеолитов в каждом адсорбере, кг .	.	50
Мощность электроподогревателя, кВт ...	45
Размеры фургона, мм............................. 4000X2200X2000
Установка обеспечивает осушку масла до остаточно-
го влагосодержания менее 10 г в 1т.
Перед обработкой масла необходимо тщательно вы-
сушить цеолиты. Цеолит осушивается продуванием че-
рез адсорберы нагретого до температуры 400—450°С
воздуха. Процесс сушки будет закончен, когда темпе-
ратуры на входе и выходе адсорбера сравняются, что
указывает на отсутствие выделяемой из адсорбента
Рис. 5.2. Осушка масла цео-
литами.
а — принципиальная схема цео-
литовой установки; б —схема
устройства печи для сушки цео-
литов; / — маслоиасос; 2 — мас-
лонагреватель; 3 — фильтр; 4 —
адсорбер; 5 — счетчик масла;
6 — сушильная камера; 7 — на-
гревательная камера; 8 —. спи-
ральные нагреватели; 9 — вен-
тилятор; /0 — сухое масло; 11—
сырое масло.
воды. При этом необходимо учитывать разброс тем-
ператур за счет потерь через стенки адсорбера.
Осушку цеолитов производят в стационарных уста-
новках. Рисунок 5.2,6 поясняет устройство стационар-
ной установки для осушки цеолитов. При сушке про-
масленных цеолитов (ранее находившихся в работе)
одновременно с удалением влаги происходит выгорание
масла. Воспламенение масла в адсорберах происходит
при температуре приблизительно 200°С и может вызвать
быстрый подъем температуры до значений, опасных для
состояния цеолитов, поэтому перед сушкой промасленных
цеолитов необходимо полностью слить из адсорберов
остатки масла и продуть их холодным воздухом в тече-
ние 10—15 мин. При сушке воздух движется в адсорбе-
рах сверху вниз, что способствует лучшему стеканию
выделившегося масла и препятствует распространению
пламени по адсорберу. Сушка свежих цеолитов проис-
ходит в течение 8—9 ч, а промасленных—10—12 ч.
После сушки адсорберы охлаждают до температуры
100°С и заполняют сухим трансформаторным маслом.
Затем прокачиванием через адсорберы сухого транс-
форматорного масла удаляют образовавшуюся при
сушке пыль.
Перед обработкой масла с помощью цеолитовой
установки необходимо определить пробивное напряже-
ние исходного масла и оценить степень его увлажне-
ния. После этого следует выбрать требуемую произво-
дительность установки, руководствуясь тем, что степень
осушки масла зависит от продолжительности контакта
его с цеолитом. При сильно обводненном масле ско-
рость подачи масла в адсорберы должна быть не более
1600 л/ч. Не рекомендуется производить обработку
масла цеолитовой установкой при наличии в масле ви-
димой влаги и пробивном напряжении менее 20 кВ.
В этом случае необходимо предварительно подсушить
масло путем отстоя с последующим удалением сконден-
сировавшейся влаги либо центрифугированием.
Для обеспечения расчетной производительности
установки в холодное время года требуется дополни-
тельно прогревать масло до температуры 10—15°С.
Температурный режим работы установки поддержива-
ется автоматически с помощью регулятора температу-
ры.
Контроль за работой установки осуществляется по
показаниям манометров, установленных на верхнем
коллекторе батареи адсорберов и маслоподогревателя,
а также по результатам анализа (пробивного напряже-
ния и влагосодержания) проб масла, периодически от-
бираемых до и после установки.
. Давление масла в установке зависит от ее произво-
дительности и температуры масла и не должно превы-
шать 90—100 кПа.
Для очистки масла от асфальтосмолистых веществ,
мыла и других вредных компонентов, ухудшающих его
эксплуатационные свойства, в качестве адсорбентов
применяются силикагель и отбеливающие земли. Масло
пропускают через силикагель, засыпанный в адсорберы.
В качестве адсорберов обычно используют адсорб-
ные или термосифонные фильтры трансформатора.
Перед очисткой масла силикагелем рекомендуется про-
верять эффективность этой обработки в лабораторных
условиях. Из природных адсорбентов применение полу-
чили отбеливающие земли. Обработка отбеливающей
землей заключается в перемешивании ее в масле. Мас-
са отбеливающей земли должна составлять примерно
10% массы масла. После обработки масло необходимо
пропускать через фильтр для очистки от отбеливающей
земли.
5.6.	ОБРАБОТКА МАСЛА В ВАКУУМНЫХ УСТАНОВКАХ
На рис. 5.3 показана принципиальная схема вакуум-
ной установки для обработки трансформаторного масла
типа УВМ-1, изготавливаемой в тресте «Электроюж-
монтаж» Минэнерго СССР. Установка предназначена
для удаления из масла растворенной влаги и газа и
обеспечивает осушку масла до остаточного влагосодер-
жания не более 0,001% массы (10 г/т) и дегазацию его
до остаточного газосодержания не более 0,1% объема.
Основным рабочим элементом установки является
двухступенчатый дегазатор. Он представляет собой раз-
деленную на две части (ступени) герметичную металли-
ческую емкость, внутри которой в подвесных корзинах
расположены специальные насадки, предназначенные
Для увеличения поверхности вакуумирования обраба-
тываемого масла. В качестве насадки применены ци-
линдрические кольца Рашига, обладающие большой по-
верхностьюна единицу объёма И оказывающие малое
сопротивление потоку масла.
Сырое масло подается маслонасосом в установку че-
рез сетчатый фильтр грубой очистки, подогревается
в нагревателе до температуры 50—60°С, поступает в по-
лость первой ступени дегазатора, распыляется и под
действием собственной массы тонким слоем стекает вниз
по поверхности колец Рашига. Одновременно надмас-
ляное пространство полости первой ступени вакуумирует-
Рис. 5.3. Принципиальная схема вакуумной установки типа УВМ-1.
1— фильтр грубой очистки; 2— входной маслонасос типа РЗ; 3— маслоподо-
греватель; 4 —прибор контроля температуры; 5 —счетчик объемный; 6 — де-
газатор; 7 — корзина с кольцами Рашига; 8— цеолитовый патрон; 9— воз-
душный фильтр; 10—прибор измерения остаточного давления в дегазаторе;
11—вакуумный агрегат типа АВМ-150; 12— основной вакуум-насос типа
ВН-1МГ; 13 — вакуум-насос типа ДВН-150; 14— водяной насос; 15 — адсорб-
циометр; 16 — маслоуказатель полости второй ступени; 17 — маслоиасос типа
ЭЦТ 100/8; 18 — фильтр тонкой очистки; 19 — гидрозатвор; 20 — прибор кон-
троля давления масла.
ся вакуум-насосом типа ВН-1МГ агрегата типа АВМ-150,
обеспечивая при этом поддержание остаточного давле-
ния в полости в пределах от 277 до 650 Па. Откачка выде-
ляющихся паров влаги и газа осуществляется через
установленные в вакуум-проводе цеолитовый патрон и
воздушный фильтр. Цеолитовый патрон предназначен
для поглощения водяных паров парогазовой смеси и
рассчитан для осушки 100 т трансформаторного масла.
После этого требуется сушка цеолита в патроне. Воз-
душный фильтр служит для защиты вакуум-насоса от
цеолитовой пыли, образующейся при сушке цеолитов.
В первой ступени дегазатора происходит удаление
из масла основного количества водяных паров и газа.
Из полости первой ступени дегазатора масло самотеком
поступает в полость второй ступени, где происходят его
окончательная осушка и дегазация при остаточном дав-
лении в надмасляном пространстве полости 67—
133 Па. Необходимое разрежение в полости второй сту-
пени осуществляется вакуум-насосом типа ДВН-150, по-
следовательно соединенным с основным вакуум-насосом
установки. Полости дегазатора соединены между собой
через гидравлический затвор.
Из полости второй ступени обработанное масло по-
дается электронасосом через фильтр тонкой очистки
в трансформатор или емкость чистого масла.
Установка оборудована приборами контроля давле-
ния в маслоподогревателе, остаточного давления в дега-
заторе, температуры нагрева и количества проходяще-
го масла и газосодержания выходящего масла. Прин-
цип работы прибора определения газосодержания масла
описан в § 5.7.
Электрическая схема управления работой установки
УВМ-1 обеспечивает автоматическое поддержание тре-
буемой температуры нагрева масла. Схема предусмат-
ривает автоматическое отключение маслоподогревателя
при прекращении подачи масла в установку, а также
отключение подогревателя цеолитового патрона при
отсутствии вакуума в системе, световую сигнализацию
для контроля за работой установки в рабочем режиме
и при наладке.
Составные части установки, включая шкаф управле-
ния, смонтированы на раме профильной конструкции.
Технические данные установки типа УВМ-1 приве-
дены ниже:
Производительность, м3/ч ........................... 3
Степень осушки масла по остаточному влагосо-
держанию, % (по массе) масла, не более .	.	0,001
Степень дегазации масла по остаточному газо-
содержанию, % (по объему), не более ...	0,1
Остаточное давление при работе установки, Па:
в первой ступени дегазатора .................. 277—650
во второй ступени дегазатора............... 67 133
Температура масла в процессе его обработки, °C 50 60
Режим работы .	????.	,..	. Продолжительный
Потребляемая мощность, кВт....................... 100
Мощность электроподогревателя масла, кВт .	.	90
Напряжение питающей сети, В...................... 380
Габаритные размеры, мм:
длина........................................ 4330
ширина....................................... 2350
высота......................................  2625
Масса, кг....................................... 4910
Перед обработкой масла необходимо проверить гер-
метичность установки и высушить цеолиты в патроне.
Для проверки герметичности необходимо при закры-
тых кранах на маслопроводе включать вакуум-насосы
и создать в дегазаторе остаточное давление 400—650 Па,
после чего кранами отсоединить установку от вакуум-
насосов и выдержать в таком состоянии в течение 1 ч.
Установка считается герметичной, если в течение этого
времени остаточное давление в дегазаторе не будет
превышать 7800 Па.
Для проверки герметичности маслопровода необхо-
димо при заглушенных входном и выходном патрубках
установки открыть кран на входном маслопроводе, соз-
дать в системе дегазатор — маслопровод остаточное дав-
ление 400—650 Па и выдержать в таком состоянии в те-
чение 15 мин. Маслопровод считается герметичным, ес-
ли в течение этого периода остаточное давление в си-
стеме не будет превышать 6500 Па.
Для сушки цеолитового патрона необходимо пере-
крыть кран на вакуум-проводе второй ступени дегаза-
тора, включить вакуум-насос и создать в дегазаторе ос-
таточное давление не более 650 Па, затем включить на-
греватель цеолитового патрона и после достижения тем-
пературы в патроне 150—160°С просушить цеолиты при
остаточном давлении не более 650 Па в течение 3—
3,5 ч. В процессе сушки цеолитов следует периодически
удалять влагу из камеры вакуум-насоса, открывая до-
затор газобалластного устройства. После сушки необхо-
димо открыть теплоизолирующий кожух патрона и ох-
ладить цеолиты до температуры окружающей среды.
Включение установки в работу производится следу-
ющим образом. Закрывают входной и выходной венти-
ли установки и включают вакуум-насос. После дости-
жения в дегазаторе остаточного давления не более
650 Па плавно открывают на */4 оборота входной вен-
тиль и включают входной маслонасос. После заполне-
ния установки маслом и появлении давления масла во
входном маслопроводе включают маслоподогревателъ.
Когда масло в полости второй ступени дегазатора до-
стигнет контрольной отметки, открывают выходной
вентиль и включают выходной маслонасос. При помо-
щи вентилей на маслопроводе и вакуум-проводе произ-
водят настройку работы установки на требуемый режим.
В процессе работы установки осуществляют конт-
роль за распылением и прохождением масла в полостях
дегазатора через смотровые окна и уровнем масла
в полости второй ступени дегазатора по маслоуказате-
лю, за остаточным давлением в дегазаторе, темпера-
турой масла, газосодержанием выходящего масла и
производительностью установки по имеющимся в уста-
новке приборам.
По полученным значениям газосодержания выходя-
щего масла ориентировочно оценивают степень осушки
масла. Периодически производят отбор пробы выходя-
щего масла для определения остаточного влагосодер-
жания.
Для обработки масла применяют и другие типы пе-
редвижных и стационарных вакуумных установок. Эти
установки имеют одноступенчатый дегазатор, а для от-
качки паров влаги и газа в них применяют более мощ-
ные вакуум-насосы в связи с отсутствием в вакуум-про-
воде цеолитового патрона.
Вакуумные установки для обработки масла называ-
ют дегазационными.
5.7.	ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА
Требования, предъявляемые к трансформаторному маслу, опи-
саны в § 5.1.
Подготовка свежего масла перед заливкой в трансформаторы
в основном заключается в получении нормированных значений сле-
дующих характеристик масла: пробивного напряжения в стандарт-
ном маслопробойнике, tg,6, влагосодержаиия, газосодержания, со-
держания механических примесей. В данном параграфе рассматри-
ваются методы определения вышеуказанных характеристик и оцен-
ка полученных результатов. Остальные технические данные масла
определяются по методикам, указанным в стандартах на масло.
Определение пробивного напряжения масла в стандартном мас-
лопробойнике и электрической прочности масла. Понижение элек-
трической прочности свежих товарных масел в основном объяс-
няется их увлажнением и загрязнением. Электрическая прочность
масла определяется по пробивному напряжению в стандартном
маслопробойнике.
В схеме для испытания масла применяют сферические электро-
ды, заключенные в сосуд, предназначенный для заливки пробы
масла. Создание и регулирование высокого напряжения осущест-
ваяют высоковольтным и регулировочным трансформаторами. Схе-
ма включает в себя также аппаратуру управления, контроля и из-
мерения.
Для определения пробивного напряжения масла применяют
изготавливаемые промышленностью аппараты типа АИИ-70, АИМ-80
и другие, предназначенные для испытания жидких диэлектриков.
Принципиальная схема аппарата АИМ-80, форма и размеры
электродов для определения пробивного напряжения масла пока-
заны на рис. 5.4,а, б.
Рис. 5.4. Определение пробивного напряжения масла.
а — принципиальная электрическая схема аппарата АИМ-80; б — сосуд с элек-
тродами; А — автоматический выключатель; РУ — регулирующий трансфор-
матор; 71 — высоковольтный трансформатор; Р — токоограничивающий рези-
стор; И — сосуд с электродами; 1 — сосуд для масла; 2 — электрон: 3 — изо-
лятор.
Определение пробивного напряжения масла необходимо про-
водить в помещении при температуре воздуха 20+5°С и относи-
тельной влажности 65+15%. Перед испытанием проба масла долж-
на быть выдержана до тех пор, пока ее температура «е сравняется
с температурой помещения. При низких температурах испытывае-
мого масла можно получить заниженные значения пробивного на-
пряжения за счет перехода находящейся в масле влаги из раство-
ренного в эмульгированное состояние. По этой причине при испы-
таниях горячего масла можно получить иеобосиованно высокие
результаты. Сосуд с электродами должен быть высушен и промыт
испытываемым маслом. Определение пробивного напряжения масла
производят следующим образом.
Плавно со скоростью 1—2 кВ/с повышают напряжение между
находящимися в масле электродами и фиксируют значение напря-
жения, при котором происходит пробой. Повторяют это испытание
6 раз, После чего определяют пробивное напряжение масла как
среднее арифметическое из пяти последних значений пробивного
иапряжеиия. Результаты первого пробоя при определении пробив-
ного напряжения не учитывают.
Первое испытание пробивного напряжения необходимо произ-
водить не ранее чем через 10 мин после заполнения сосуда испы-
тываемым маслом. После каждого пробоя из зазора между электро-
дами и с самих электродов при помощи стеклянной трубки или
пластинки, сделанной из материала, не повреждающего поверхность
электрода, следует осторожно удалить частицы сажи. Последую-
щие испытания пробивного напряжения необходимо производить ие
ранее чем через 5 мии после удаления сажи с электродов.
Рис. 5.5. Определение тангенса угла диэлектрических потерь масла,
а —прямая схема моста переменного тока; б — электроды; Т — высоковольт-
ный трансформатор; И — сосуд с измерительными электродами; 1 — провод
к измерительному электроду; 2 — измерительный электрод; 3 — высоковольт-
ный электрод; 4 — изолирующая пластина.
Разброс пробивных напряжений при последовательном пробое
пробы масла зависит от степени загрязнения его механическими
примесями, особенно волокнами. Разброс пробивных напряжений
чистого масла ориентировочно составляет 5—10%, а неочищенного
может достигать 30—50%.
Электрическая прочность масла, кВ/мм, вычисляется по форму-
ле (для указанных на рис. 5.4,6 электродов)
t/np/gi] = 4,12(Лтр,
где (/пр— пробивное напряжение, кВ; g — зазор между электрода-
ми, равный 2,5 мм; г] — постоянный коэффициент для сферических
электродов, равный 0,975.
Определение tg б масла. Тангенс угла диэлектрических потерь
масла является важнейшей характеристикой эксплуатационных
свойств трансформаторного масла. Значение tg б масла в основном
определяется химическим составом масла и нормируется для каж-
дой марки масла. Нормируемые значения tg 6 масла приведены
в табл. 5.1.
Ухудшение tg б свежих масел в основном происходит при на-
личии в масле влаги в эмульгированном состоянии.
Измерение tg б масла производят с помощью высоковольтных
мостов типа Р-525, Р-5026 и др. Для измерения tg б масла при-
меняют специальные электроды, выполненные в виде цилиндриче-
ского сосуда. Конструкция сосуда и схема подключения моста для
измерения tg б показаны на рис. 5.5,а, б. Перед измерением сосуд
просушивают и тщательно промывают испытываемым маслом. Не
допускается перед измерением tg6 производить дополнительную
обработку пробы масла (просушивание или фильтрацию). Измере-
ние производят при температуре, заданной в стандарте для испы-
тываемой марки масла (обычно 70 или 90°С).
 Проба масла нагревается совместно с сосудом таким образом,
чтобы значения их температур были одинаковыми и неизменными
в течение 5 мин. Температура считается неизменной, если отклоне-
ние от заданной температуры не превышает +2°С. Для измерения
tg б к электродам сосуда подводят напряжение 2 кВ.
Определение влагосодержания масла. Влага в масле может
быть в эмульгированном и растворенном состояниях. Контроль за
отсутствием в масле эмульгированной влаги осуществляется испы-
танием пробы на потрескивание, которые заключаются в нагреве
залитого в пробирку испытываемого масла до температуры кипе-
ния. Если в масле имеется эмульгированная влага, то будет слыш-
но характерное потрескивание. Нагрев следует производить над
бесшумным пламенем, а пробирку постоянно вращать.
Определение количества влаги в масле производят по ГОСТ
7822-75. Метод основан иа выделении водорода при взаимодейст-
вии находящейся в масле влаги с гидридом кальция. При помощи
прибора измеряют количество выделяющегося водорода при взаи-
модействии гидрида кальция с влагой, растворенной в испытывае-
мой навеске масла, в течение заданного времени (45 мин). По
полученным данным строят кривую изменения отношения времени
от начала реакции к объему выделившегося газа в течение 45 мин.
По номограмме либо по формуле определяют объем выделяющего-
ся водорода, л, соответствующий окончанию реакции:
Т2 -Т1
VCO= (T/V)2-(T/V)! ’	(5J)
где Ть т2— время от начала реакции, соответствующее произволь-
но выбранным точкам на оси абсцисс графика; (т/К)ь (т/К)2—
отношения, соответствующие ti и т2, определяются по оси ординат
графика.
Затем вычисляют содержание воды, кг/м3, по формуле
W=kki К», /Гм,	(5.2)
здесь У'м — объем испытываемого масла, м3; k — поправочный ко-
эффициент на отличие давления и температуры от нормальных
условий; k\ — масса воды на единицу объема выделяющегося во-
дорода, кг/м3 (£1=0,804 кг/м3).
Коэффициент k находят по формуле
273 ра
А = 273 + t бТТоГ ’	<5,3)
где t — температура в конце испытаний, “С; ра — атмосферное дав-
ление в конце испытания, мПа.
Влагосодержание испытываемого масла, г/т, определяют по
формуле
 W"=W7pM,	(5.4)
здесь рм — плотность испытываемого масла при температуре испы-
тания, г/см3.
Рис. 5.6. Определение влагосодержания масла.
a — схема прибора; б — номограмма для определения объема водорода, со-
ответствующего окончанию реакции; 1,3 — сосуды; 2 — одноходовой кран; 4 —
термометр; 5 — пробка; 6 — трехходовой кран; 7 — осушитель; 8 — пробка;
S— трубка для слива масла; 10, /2—бюретка; 11 — уравнительная склянка;
•3 — сравнительная трубка.
Влагосодержание масла, % (по массе), вычисляют по фор-
муле
W"=W'-100.%.	(5.5)
Измерение выделяющегося при взаимодействии гидрида каль-
ция с растворенной в пробе масла влагой водорода производится
с помощью прибора, показанного на рис. 5.6,а. В основной сосуд
помещают размельченный гидрид кальция в количестве 0,1 см3 при
испытании осушенного масла или 1 см3 при испытании неосушен-
ного масла. Затем в основной сосуд из подготовительного сосуда
подают примерно 100 мл испытываемого масла и соединяют кра-
ном полость основного сосуда с измерительной бюреткой. Перед
измерением уровень масла в бюретке устанавливают на нулевое
деление, перемещая уравнительную склянку. Выделяющийся в про-
цессе реакции в основной колбе водород собирается в бюретке, что
приводит к изменению уровня масла в ней. По изменению уровня
масла определяют количество выделившегося газа. Измерение выде-
лившегося газа производят через каждые 5 мин в течение всего
времени опыта Одновременно измеряют температуру в основном
сосуде и давление окружающего воздуха. Перед каждым измере-
нием уравнительную склянку перемещают до положения, когда
уровни масла в ней и измерительной бюретке будут совпадать. Для
ускорения реакции основной сосуд 2—3 раза встряхивают через
каждую минуту.
При измерении объема выделяющегося газа необходимо учи-
тывать поправку на изменение объема газа от температуры в ос-
новном сосуде. Поправку вычисляют по формуле
я=[(У— VM) -2730+Ум-72- 10“6]А/,	(5.6)
где V — объем основного сосуда с присоединенными к нему труб-
ками, л (определяют по методике, приведенной в ГОСТ 7822-75);
Д/ — изменение температуры в основном сосуде, °C.
Проверку герметичности и настройку прибора для измерения
нужно производить в соответствии с ГОСТ 7822-75.
Определение газосодержания масла. Газосодержание масла
определяют при проведении работ, связанных с дегазацией и азо-
тированием масла. Определение газосодержания производят с по-
мощью прибора, в практике получившего название абсорбциометра.
Способ определения заключается в измерении изменения остаточ-
ного давления в емкости после заливки в иее пробы испытываемого
масла.
На рис. 5.7 показан абсорбциометр, применяемый монтажными
организациями треста «Гидроэлектромонтаж» Минэнерго СССР.
При помощи вакуум-насоса создают в абсорбциометре остаточное
давление 1,33—6,5 Па. Затем, отключая вакуум-насос и предвари-
тельно измеряя остаточное давление газа в абсорбциометре, зали-
вают в пипетку 300 мл испытываемого масла. Медленно открывая
вентиль пипетки, вливают 100 мл испытываемого масла в стеклян-
ную колбу через шариковый распылитель. После заливки пробы
масла измеряют остаточное давление газа в колбе. Разность дав-
лений газа в колбе до и после заливки пробы масла определяет
газосодержание масла.
Объемное содержание газа в масле, приведенное к атмосфер-
ному давлению, % объема масла, вычисляют по формуле
v _ (Уп Ум) Р> PnPi
УмЛ
100,	(5.7)
где Vn — объем колбы с вакуумными шлангами, м3 (определяется
путем измерения массы, вмещаемой в данном объеме известной
жидкости); Ум — объем масла, введенного в колбу, м3; pi — дав-
ление в колбе перед впуском масла, Па; р2 — давление в колбе
после впуска масла; Па; рз — атмосферное давление.
Рис. 5.7. Схема прибора для определения газосодержания масла.
1— сосуд для слива масла; 2 — стеклянная колба с распылителем; 3 — дат-
чик прибора типа ВСБ-1; 4 — прибор измерения остаточного давления типа
ВСБ-1; 5 — стеклянная колба для отбора пробы масла; 6 — емкость с дега-
зированным маслом; 7 — кран стеклянный притертый; 8 — сильфонный вен-
тиль; 9 — вакуум-насос типа ВН-461.
За истинное значение объемного содержания газа принимается
среднее из двух последовательных измерений при условии, что ре-
зультаты этих измерений отличаются не более чем на 10%.
Перед каждым измерением необходимо проверять натекание
в абсорбциометре. Для этого при помощи вакуум-насоса в нем со-
здается остаточное давление порядка 75 Па. Через 3 мин после
отключения вакуум-насоса и перекрытия вентилей производится
повторное измерение остаточного давления в приборе. Абсорбцио-
метр считается герметичным, если давление в нем за этот период
повысится не более чем на 30 Па.
Для определения газосодержания масла применяют и другие
конструктивные исполнения абсорбциометров, работающих по опи-
санному выше принципу.
Описанный способ определения газосодержания имеет недостат-
ки, влияющие на точность измерения: в стеклянной колбе одновре-
менно с газом выделяются пары влаги; при заливке масла в кол-
бу газ из него выделяется не полностью.
В настоящее время разрабатывается новая методика определе-
ния газосодержания масла, исключающая эти недостатки.
Определение механических примесей. В товарных маслах мо-
жет содержаться много механических примесей различных размеров
и различного характера (осадки окружающего воздуха, волокна
и др.), которые ухудшают эксплуатационные свойства масла, по-
этому при обработке масла необходимо уделять особое внимание
удалению из него механических примесей. При обработке масла
удаляют в основном примеси размером более 15 мк.
В практике применяют два способа оценки загрязнения маслаг
качественный и количественный.
Качественный способ применяется для контроля отсутствия
в масле механических примесей больших размеров. Он заключается
в визуальной проверке отсутствия механических примесей в залитой
в прозрачной пробирке пробе испытываемого масла.
Количественное содержание механических примесей в масле
определяется по ГОСТ 6370-59. Способ заключается в пропускании
растворенной в бензине пробы масла через предварительно высу-
шенный- при температуре 105—110°С (до получения постоянной
массы) беззольный бумажный фильтр, на поверхности которого за-
держиваются имеющиеся в масле механические примеси. После
этого фильтр промывают бензином и просушивают при температуре
105—110°С до постоянной массы.
Содержание механических примесей, .% массы, определяют по-
формуле
т, —пг,
Х =—1--------- 100,	(5.8}
tns	.уг
где mi — масса сухого фильтра с механическими примесями, г;
т2 — масса сухого фильтра без механических примесей, г; ms —
масса навески испытываемого масла, г.
Этот способ обеспечивает требуемую точность измерения при
содержании механических примесей в масле более 0,005%.
Следует отметить, что для оценки загрязненности масел, зали-
ваемых в мощные трансформаторы, требуются более совершенные
способы определения механических примесей в маслах, которые
в настоящее время разрабатываются.
ГЛАВА ШЕСТАЯ
ПРОИЗВОДСТВО МОНТАЖНЫХ РАБОТ
НА ТРАНСФОРМАТОРАХ 6—110 кВ МОЩНОСТЬЮ
ДО 100 МВ-А
6.1. МОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРОВ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ,
ТРАНСПОРТИРУЕМЫХ В СОБРАННОМ ВИДЕ
В собранном виде, т. е. с установленными узлами и
деталями и полностью залитыми маслом, отправляют
заказчику трансформаторы габаритов I, II и III, кроме
трансформаторов габарита III мощностью 2500—
6300 кВ-А, которые перевозят с установленными рас-
ширителем и снятыми радиаторами.
Для вывода отводов обмоток на напряжение 3—
35 кВ применяют разборные вводы (см. рис. 4.1,а—г),
а на напряжение до 1 кВ — составные вводы, имеющие
верхний и нижний фарфоровый изоляторы (рис. 6.1).
При повреждении фарфорового изолятора вводов 3—
35 кВ и верхнего фарфорового изолятора вводов до
1 кВ их можно легко заменить без съема крышки
трансформатора. Для этого необходимо предварительно
частично слить масло из трансформатора до уровня,
обеспечивающего возможность удаления поврежденно-
го изолятора. Затем, освободив изолятор от крепления
на крышке и демонтировав детали крепления токоведу-
щей шпильки, снять поврежденный и установить ис-
правный изолятор. Для замены нижнего фарфорового
изолятора вводов до 1 кВ необходимо после частичного
слива масла разболтать и снять крышку трансформа-
тора.
Для регулирования напряжения в
конструкциях таких трансформаторов
обычно применяют переключатели ти-
па ПТР (рис.- 6.2,а, б), обеспечивающие
ступенчатое изменение коэффициента
трансформации в пределах ±2-2,5%.
Переключение производят только на
отключенном от сети трансформаторе.
Переключатель состоит из подвижных
Рис. 6.1. Составной ввод 1 кВ.
/— токоведущая шпилька; 2 — уплотнительное коль-
цо; 3 — верхний фарфоровый изолятор; 4 — уплот-
няющая прокладка; 5 — нижний фарфоровый изоля-
тор.
и неподвижных контактов и привода. Контакты закреп-
ляют на изоляционных планках. К этим планкам при-
креплена рейка, имеющая зубья для зацепления с коле-
сом привода. Привод состоит из колеса, приводного
вала, сальника и колпака.
Рис. 6.2. Монтаж переключателя типа ПТР (переключатель трех-
фазный реечный).
а — общий вид; б — принципиальная электрическая схема; / — колесо; 2 — вал
привода; 3 — колпак; 4 — гайка сальника; 5 — фиксирующий виит; 6 — саль-
ник; 7 —подвижные контакты; 8— неподвижные контакты; 9~ рейка; 10 —
изоляционная. планка для крепления подвижных контактов; 11 — планка для
крепления неподвижных контактов.
На фланце сальника римскими цифрами нанесены
обозначения положения переключателя, а на противопо-
ложной каждому обозначению стороне фланца выпол-
нены резьбовые отверстия для фиксации колпака. На
колпаке соответственно имеются стрелка, направляемая
в сторону нужного положения, и с противоположной
ей стороны — винт, фиксирующий положение колпака
на фланце сальника.
Переключение производят следующим образом. От-
вернув фиксирующий винт, поворачивают колпак так,
чтобы стрелка указывала нужное положение, а ось
фиксирующего винта совпадала с осью соответствую-
щего отверстия во фланце. При этом колесо привода,
вращаясь, передвинет рейку, а закрепленные на ней под-
вижные контакты переместятся и создадут электриче-
ский контакт с неподвижными контактами нужной от-
пайки. Надежный контакт между подвижными и непод-
вижными контактами переключателя образуется толь-
ко тогда, когда фиксирующий винт колпака свободно
входит в отверстие фланца.
Для проверки правильности работы и очистки кон-
тактной системы от окиси и шлама, которые могут об-
разоваться при длительном хранении, перед включени-
ем трансформатора производят 50—60 переключений
переключателя и измеряют коэффициент транс-
формации на каждом его положении. Если ' при
осмотре обнаруживается течь через уплотнения пере-
ключателя, то для ее устранения необходимо снять кол-
пак и подтянуть находящуюся под ним гайку сальника.
Для увеличения поверхности охлаждения баки
трансформаторов оборудованы вварными трубами или
навесными радиаторами. Подсоединение радиаторов
к баку осуществляют при помощи болтовых фланцев
на резиновых прокладках без кранов и вентилей.
В нижней части стенки бака расположены заземляю-
щий болт, кран для отбора пробы и слива масла; в дне
бака имеется пробка для слива остатков масла со дна
бака.
Трансформаторы оборудованы термометром, а на-
чиная с мощности 1000 кВ-А — термометрическим сиг-
нализатором. Обмотки трансформаторов, имеющие но-
минальное напряжение до 1 кВ (обмотки низкого на-
пряжения), имеют пробивной предохранитель. Предох-
ранитель служит для защиты сети низкого напряжения
с незаземленной нейтралью от появления в ней высоко-
го потенциала в случае пробоя обмотки ВН трансфор-
матора на обмотку НН. Трансформаторы мощностью
400—630 кВ-А и выше снабжены газовым реле с плос-
ким краном, установленным перед реле со стороны рас-
ширителя. Выхлопная труба со стеклянной диафрагмой
предусмотрена в трансформаторах мощностью
1000 кВ-А и выше.
Для непрерывной очистки масла от продуктов ста-
рения к баку трансформаторов 1000 кВ-А и выше при-
соединен или приварен термосифонный фильтр, запол-
ненный поглощающим веществом — силикагелем. В ре-
зультате непрерывной циркуляции масла продукты ста-
рения (окисления) поглощаются силикагелем.
Крышка трансформатора не связана с активной
частью.
Расширитель трансформатора снабжен встроенным
или подвесным силикагелевым воздухоосушителем.
Встроенный осушитель (рис. 6.3) представляет собой
две концентрически вваренные в стенку расширителя
трубы. Внутренняя труба заполнена гранулированным
просушенным силикагелем, на верхней части этой трубы
помещен масляный затвор. На нижней части наружной
трубы установлен прозрачный колпак, позволяющий
наблюдать за цветом индикаторного силикагеля, засы-
панного в него. Конструкция и обслуживание подвесных
осушителей описаны в §10.3. Расширитель также снаб-
жен указателем уровня масла.
Транспортировку трансформаторов производят же-
лезнодорожным транспортом или автотранспортом со-
ответствующей грузоподъемности. По прибытии транс-
форматора до его разгрузки или получения со склада
надлежит произвести внешний осмотр трансформатора
для выявления возможных повреждений при транспор-
тировании. При проверке следует обратить особое вни-
мание на состояние фарфоровых вводов, отсутствие сле-
дов утечки масла и уровень масла в расширителе, на-
личие пломб на кранах и пробках, повреждений и вмя-
тин на баке и пр.
Подъем трансформатора следует производить троса-
ми соответствующей грузоподъемности за предназначен-
ные для этой цели крюки. Угол направления строп с
вертикалью не должен превышать 30°. При разгрузке и
монтаже не допускается наклонять трансформатор бо-
лее чем на 15°.
- Для производства монтажа требуется подъемное уст-
ройство (кран) грузоподъемностью не менее полной мас-
сы транспортируемого трансформатора, стропы соответ-
ствующей грузоподъемности, лебедка или таль для за-
тягивания трансформатора в ячейку, шпалы для шпаль-
ной выкладки, набор слесарного инструмента, ветошь и
растворитель для снятия консервации, приборы и обору-
дование для измерения пробивного напряжения масла,
сокращенного химического анализа, мегаомметр 2500 В.
К моменту начала монтажа должны быть полностью
окончены строительные и другие работы в трансформа-
торной ячейке либо на фундаменте, где будет установ-
лен трансформатор. Пути перекатки (рельсы или на-
правляющие полосы) должны быть выверены на гори-
зонтальность.
Далее производят проверку состояния трансформато-
ра в следующем порядке и объеме.
1.	Внешний осмотр трансформатора. Если до начала
монтажа трансформатор длительно хранился на складе,
следует ознакомиться с актом осмотра трансформатора
после прибытия, а также с условиями разгрузки и хра-
нения для выявления неполадок, если они имели место.
При внешнем осмотре проверяют уровень масла в рас-
ширителе, отсутствие следов утечки масла в разъемных
соединениях и сварных швах, состояние фарфоровых
вводов, наличие пломб на кранах и пробках, отсутствие
механических повреждений и вмятин на баке. Уровень
масла должен быть в пределах отметок маслоуказате-
ля; по остальным показателям осмотра не должно быть
существенных замечаний.
Производят расконсервацию трансформатора. Для
этого чистой, сухой тряпкой начисто вытирают консер-
вирующую смазку, грязь, пыль со всех токоведущих
шпилек, крепежа, колпаков изоляторов и других поверх-
ностей. Тряпкой, смоченной в бензине, протирают кон-
тактные поверхности и фарфоровые изоляторы.
2.	Отбор пробы масла через маслоотборную пробку
для определения пробивного напряжения масла, отсут-
ствия в масле влаги, проведения сокращенного химиче-
ского анализа масла. Методика подготовки посуды, от-
бора проб и определения показателей масла изложена
в § 5.2 и 5.6. Показатели масла должны соответствовать
данным, приведенным в п. 1—6 табл. 5.1. Для трансфор-
маторов мощностью до 100 кВ-А включительно доста-
точно определения только пробивного напряжения. Кро-
ме того, в масле не должно быть следов воды.
3.	Определение сопротивления изоляции 7?6о и соот-
ношения Т?боД?1Б- Схемы и методика измерений приведе-
ны б § 11.2. Отношение Reo/Ris дожно быть не менее
1,3. Для трансформаторов мощностью 1000 кВ-А и ни-
же абсолютное значение Reo не нормируется. Для транс-
форматоров мощностью 1600—6300 кВ-А абсолютное
значение 7?6о должно соответствовать значениям, ука-
занным в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Предельно допустимые значения характеристик изоляции
трансформаторов мощностью свыше 1000 кВ-А до 6300 кВ-А
включительно, на напряжение до 35 кВ, залитых маслом
Наименование	Температура, °C						
	10	20	30	40	50	60 '	70
Минимально допустимые значения .Reo, МОм	450	300	200	130	90	60	40
Наибольшие допустимые значения tg б, %	1,2	1,5	2,0	2,6	3,4	4,5	6,0
Наибольшие допустимые значения С2/С50	1,1	1,2	1,3	—	-—	—	
4.	Если масло в расширителе отсутствует, но обмот-
ки трансформатора и переключатель покрыты маслом,
или если характеристики масла не соответствуют каким-
либо показателям п. 1—6 табл. 5.1, но в масле отсутству-
ют следы воды и пробивное напряжение масла снизи-
лось по сравнению с нормами не более чем на 5 кВ, то
необходимо дополнительно измерить значения tg6 или
отношение обмоток в масле, которые должны со-
ответственно удовлетворять значениям, приведенным в
табл. 6.1.
5.	Измерение сопротивления обмоток постоянному
току на всех положениях переключателя. Схемы и мето-
дика проведения этих измерений изложены в § 14.3. Зна-
чения сопротивления разных фаз, измеренные при оди-
наковых положениях переключателя, не должны отли-
чаться более чем на ±2%, если нет особых указаний в
паспорте.
6.	Измерение коэффициента трансформации на всех
положениях переключателя.
7.	Измерение (для трансформаторов и автотранс-
форматоров мощностью 1000 кВ-А и более) потерь хо-
лостого хода по фазам. У трехфазных трансформаторов
проводят три опыта с поочередным замыканием нако-
ротко одной из его фаз. Схемы и методика проведения
этих измерений изложены в 14.2. При отсутствии по-
вреждений потери на крайних фазах с участием средней
фазы равны между собой и несколько меньше потерь,
измеренных на двух крайних фазах:
Р аЬ^^Рьс^Рас-
В случае удовлетворительных результатов проверки
состояния трансформатора он подлежит последующему
монтажу и включению. Трансформаторы могут быть
включены без сушки, если получены удовлетворитель-
ные результаты при проверке состояния трансформато-
ра по .пунктам, изложенным ниже: п. 1—3; п. 2—4; п. 1,
3, 4; п. 1, 2, 4. Для трансформаторов мощностью менее
100 кВ-А соответственно: п. 1, 2; п. 2, 4; п. 1, 4. В случае
несоблюдения вышеуказанных комбинаций условий
трансформатор подлежит подсушке или сушке одним из
способов, указанных в § 11.6.
Несоответствие результатов измерений требованиям
п. 5, 6, 7 или наличие механических повреждений (бака,
крышки, вводов) указывает на возможность внутренних
повреждений. В этом случае должна быть проведена ре-
визия активной части. При удовлетворительных резуль-
татах измерений по п. 5, 6, 7 и отсутствии механических
повреждений трансформаторы монтируют без ревизии
активной части.
При наличии газового реле трансформатор устанав-
ливают на фундаменте с подъемом 1—-1,5% со стороны
расширителя. На месте установки трансформатор укреп-
ляют приваркой, при помощи болтового соединения или
установкой упоров под катки — в зависимости от конст-
рукции салазок или катков.
При транспортировке трансформатора следует избе-
гать использования катков, так как катки трансформато-
ров габаритов I, II и III предназначены лишь для вка-
тывания трансформатора в ячейку и передвижения по
фундаменту.
На некоторых типах трансформаторов газовое реле
транспортируется в демонтированном состоянии, в ящи-
ке, а на место реле во время транспортировки устанав-
ливают временный металлический патрубок. Газовое ре-
ле необходимо распаковать и сдать в лабораторию для
проверки согласно указаниям § 4.4. Для установки реле
необходимо перекрыть плоский кран трубопровода рас-
ширитель — бак, слить несколько литров масла, снять
транспортный патрубок и установить реле таким обра-
зом, чтобы стрелка на крышке реле указывала правиль-
ное направление движения масла от бака трансформато-
ра к расширителю.
С выхлопной трубы снимают транспортную метал-
лическую заглушку и устанавливают стеклянную диаф-
рагму. Болты резиновых уплотнений диафрагмы затяги-
вают равномерно во избежание повреждения стекла.
Рис. 6.3. Воздухоосушитель,
встроенный в расширитель.
1 — крышка; 2 — труба; 3 — трансфор-
маторное масло; 4 — гранулированный
силикагель; 5 — индикаторный силика-
гель; 6 — колпак.
Рис. 6.4. Установка термометра.
1 — оправа; 2 — термометр; 3 — гайка;
4 — резиновая шайба; 5 — гильза.
Воздухоосушитель заряжают силикагелем. Для за-
рядки встроенного осушителя снимают дыхательный
колпак (рис. 6.3), извлекают временную резиновую шай-
бу, герметизировавшую трансформатор во время транс-
портировки, в трубку для дыхания в прозрачный колпа-
чок насыпается 300—400 см3 индикаторного силикагеля.
В масляный затвор заливают масло, колпак снова ус-
танавливают на место.
Следует избегать засыпки силикагеля до оконча-
тельной установки трансформатора на фундамент, так
как при перемещении трансформатора масло, плескаясь
в расширителе, попадает в воздухоосушитель и заполня-
ет смотровой колпачок. Если во время транспортировки
в воздухоосушитель попало масло, то перед заполнени-
ем силикагелем его удаляют. Для этого следует снять
прозрачный колпачок, вылить масло, протереть трубу
воздухоосушителя и снова установить колпачок. Таким
же образом производят смену силикагеля. Зарядка под-
весных осушителей описана в § 10.3.
Термометр устанавливают следующим образом (рис.
6.4). Сначала его распаковывают, надевают на нижнюю
часть резиновую шайбу и вставляют в гильзу, которую
предварительно заполняют трансформаторным маслом.
Затем устанавливают оправу и крепят ее путем затяжки
гайки.
При ошиновке трансформатора, т. е. подсоединении
вводов трансформатора к электрической сети, не следу-
ет допускать чрезмерного натягивания шин и проводов,
так как это может привести к нарушению уплотнения
вводов и повреждению фарфоровых изоляторов. Для
ошиновки вводов на токи 1000 А и более на их токове-
дущие шпильки устанавливают контактные зажимы.
Для заземления бак трансформатора подсоединяют
непосредственно к общему контуру заземления. Под-
соединение осуществляют при помощи установленного
на баке заземляющего болта.
После оформления соответствующей документации,
наладки и опробования защит трансформатор сдают
в эксплуатацию.
6.2.	МОНТАЖ ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
а)	Монтаж трансформаторов серии ТМЗ
Трансформаторы серии ТМЗ предназначены для ра-
боты в закрытых помещениях с естественной вентиля-
цией без искусственного регулирования климатических
условий, где колебания температуры и влажности воз-
духа и воздействия песка и пыли существенно меньше,
чем на открытом воздухе. Помещения, где располага-
ются трансформаторы, должны быть защищены от пря-
мого попадания влаги и солнечной радиации..
Трансформаторы могут быть использованы при ра-
ботах в электроустановках как самостоятельно, так и в
составе комплектных трансформаторных подстанций
(ДТП).
Трансформаторы заполнены трансформаторным
маслом, не имеют расширителя и масло не сообщается
с внешней средой. В верхней части бака имеется про-
странство, наполненное инертным газом (азотом).
На трансформаторе установлена следующая аппа-
ратура: указатель уровня масла; мановакуумметр для
измерения избыточного давления внутри бака и сигна-
лизации об изменении давления сверх допустимого; ре-
ле давления для предохранения бака от повреждений
при превышении давления; термометрический сигнали-
затор; пробка для регулирования давления азота; кра-
ны для доливки масла и заполнения надмасляного про-
странства азотом; термосифонный фильтр (на транс-
форматорах мощностью 1000 кВ-А и более) для очист-
ки масла.
Вводы ВН и НН установлены на боковых стенках
бака трансформатора.
Трансформаторы имеют переключающее устройство,
позволяющее регулировать напряжение (переключения
•производятся на обесточенном трансформаторе).
При отправке с завода свободное пространство меж-
ду крышкой бака и поверхностью масла заполняют су-
хим азотом при давлении около 20 кПа. На время транс-
портировки стеклянный диск реле давления закрывают
стальной заглушкой. Пробки для отбора проб масла,
регулирования давления азота и краны пломбируют.
Трансформаторы хранят в упакованном виде либо в
помещениях, защищенных от попадания дождя и грязи.
При установке трансформатора на хранение более чем
на 6 мес его распаковывают, производят осмотр и испы-
тания на герметичность и снова запаковывают. Перекон-
сервацию узлов и деталей трансформатора производят
через 1 год хранения.
Перед монтажом проверяют состояние трансформато-
ра. Порядок и объем испытаний и проверок указан в
п. 5—7§ 6.1.
Дополнительно проверяют герметичность трансфор-
матора по наличию избыточного давления в баке. Для
этого необходимо предварительно открыть кран на па-
трубке мановакуумметра. Мановакуумметр должен по-
Рис. 6.5. Установка реле давле-
ния.
1 — ось; 2 — защелка; 3 — сильфон; 4 —
ударник; 5 — картонная прокладка; 6 —
стеклянная диафрагма; 7 — колпак.
части бака, снимают кол-
диафрагму и удаляют кар-
казывать небольшое (примерно 10 кПа) давление или
вакуум. В таком случае трансформатор считается гер-
метичным. При отсутствии давления или вакуума в баке
трансформатора следует отыскать место разгерметиза-
ции и восстановить герметичность. Абсолютное значе-
ние jReo для трансформаторов серии ТМЗ независимо от
мощности должно соответствовать нормам, приведенным
в табл. 6.1.
При несоответствии уровня масла температурной от-
метке маслоуказателя необходимо слить масло либо до-
лить до нужного уровня.
Перед сливом или долив-
кой уменьшают избыточ-
ное давление при помощи
пробки для регулирова-
ния давления. Доливку
производят маслом, отве-
чающим требованиям,
приведенным в табл. 5.1.
Критерием включения
трансформаторов серии
ТМЗ в эксплуатацию без
сушки и ревизии актив-
ной части аналогичны
указанным в § 6.1.
После установки и за-
крепления трансформато-
ра на фундаменте подго-
тавливают реле давления '
к работе (рис. 6.5). Для
этого снижают избыточ-
ное давление до нуля
через пробку в верхней
пак (рис. 6.5), стеклянную
тонную прокладку; затем деревянным бруском нажима-
ют на головку ударника вниз до упора и, слегка нажи-
мая на сильфон снизу, поворачивают защелку вверх и
заводят ее за ось. После этого плавно снимают давле-
ние с ударника и устанавливают на место стеклянную
диафрагму и колпак.
При чрезмерном повышении давления в баке вслед-
ствие внутреннего повреждения или перегрева реле дав-
ления, срабатывая, освобождает защелку и ударник под
действием пружины с силой опускается вниз, разбивает
стеклянную диафрагму и давление в трансформаторе
падает. Реле срабатывает при давлении 65—75 кПа.
Стеклянная диафрагма изготовлена из стекла толщиной
4 мм и выдерживает давление 100 кПа.
Имеются конструкции реле давления, в которых
вместо стеклянной диафрагмы используют диафрагму
из алюминиевой фольги толщиной 0,1 мм, а в качестве
ударника применяют нож, который, опускаясь, разреза-
ет диафрагму, и давление в баке трансформатора па-
дает.
Во всех случаях, связанных с разгерметизацией и
проникновением воздуха внутрь трансформатора, сле-
дует удалить воздух из надмасляного пространства и
восстановить герметичность. Для этого производят
продувку надмасляного пространства сухим сжатым
азотом в течение 3—5 мин. Шланг от редуктора бал-
лона с азотом подсоединяют к пробке для изменения
давления, а вентиль для заполнения бака азотом приот-
крывают и ослабляют на нем заглушку. Затем проверя-
ют герметичность трансформатора. Сухим азотом в
трансформаторе создают давление 40 кПа и выдержива-
ют в течение 2 ч. В конце этого времени давление азо-
та несколько снижается вследствие растворения азота
в масле. Затем давление уменьшают до 20 кПа и сохра-
няют его таким в течение 12 ч. По истечении 12 ч давле-
ние 20 кПа при неизменных температурных условиях не
должно снижаться, что свидетельствует о герметичности
бака.
Затем производят ошиновку трансформатора, под-
соединяют заземление. Переключатель устанавливают в
нужное положение, проверяют цепи защит и сигнали-
зации.
После оформления соответствующей документации
трансформатор может быть сдан в эксплуатацию. Не
менее чем за 2 ч до включения .при наличии избыточно-
го давления в баке открывают пробку для изменения
давления и избыточное давление снижают, пробку за-
тем закрывают. После включения трансформатора под
нагрузку при достижении маслом отметки на маслоука-
зателе «герметизация» повторно снижают давление в
баке и пробку для снятия давления закрывают.
б)	Особенности монтажа трансформаторов серии ТНЗ,
заполненных негорючей жидкостью (совтолом) '
Трансформаторы серии ТНЗ — герметизированные,
заполненные негорючей жидкостью — совтолом. Транс-
форматоры серии ТНЗ применяют в тех случаях, когда
нормами не разрешается установка масляных трансфор-
маторов или сооружение маслосборных ям затрудни-
тельно или нецелесообразно; установка сухих трансфор-
маторов недопустима из-за пожарной безопасности или
загрязненности.
Конструкции трансформаторов, наполненных совто-
лом, подобны конструкциям герметизированных масло-
наполненных трансформаторов. Операции по монтажу,
испытаниям, наладке этих трансформаторов аналогичны,
за исключением операций, связанных с применением сов-
тола.
Совтол — негорючая, пожаробезопасная, электроизо-
ляционная жидкость. По своему химическому составу
совтол представляет собой смесь полихлоридов дифени-
ла с трихлорбензолом, взятых в определенном отноше-
нии. Совтол—-прозрачная, бесцветная или слегка жел-
товатая жидкость. Ниже приведены основные физико-
химические свойства совтола:
Пробивное напряжение при 65°С, кВ	• 30
tg 6 при 90°С, %.............................Не более 12
Кислотное число, мг КОН на 1 г совтола .	.. .	0,01
Вязкость кинематическая, м2/с:
при 90°С.........................................(5,6-6)-К)-®
при 65°С....................................14-10 6
Теплопроводность при 20°С, Вт/(м-К)	....	0,14
Коэффициент теплового расширения.................. 0,0006
Плотность при 20°С, г/см3......................... 1,56
Пробивное напряжение совтола проверяют в стан-
дартном маслопробойнике со сферическими электродами
и расстоянием между электродами 2,5 мм. Совтол пред-
варительно разогревают до температуры 70—75°С, затем
заливают в сосуд тонкой струей во избежание образо-
вания воздушных пузырьков. Испытания проводят при
температуре совтола 65±3°С. Перед каждым повторным
испытанием пробу подогревают для обеспечения посто-
янной температуры совтола при проведении испытания.
Методика проверки пробивного напряжения совтола в
стандартном маслопробойнике аналогична методике про-
верки пробивного напряжения трансформаторного мас-
ла, описанной в § 5.7.
Отбор проб совтола производят через специальную
пробку, расположенную в- верхней части бака. Совтол
имеет плотность более 1, поэтому все посторонние при-
меси обычно скапливаются на его поверхности. Для от-
бора проб применяют посуду из темного стекла ем-
костью 0,7—1,0 л, с притертой пробкой. Применение
резиновых пробок и прокладок запрещается. Перед
взятием пробы из крана выпускают около 0,5 л совтола,
чтобы промыть кран. Посуду из-под совтола моют аце-
тоном или смесью ацетона со спиртом и сушат. Ни в
коем случае нельзя смешивать ацетон с трансформатор-
ным маслом или применять посуду после трансформа-
торного масла и наоборот.
Совтол обладает токсическими Свойствами. Длитель-
ное^ вдыхание его паров может вызвать хроническое от-
равление, так же как в случае воздействия любых дру-
гих. хлорированных ароматических соединений, поэтому
следует соблюдать строгие меры предосторожности при
всех работах, связанных с совтолом. Нужно применять
специальную защитную одежду. Все работы, при прове-
дении которых имеются большие открытые поверхности
совтола, необходимо производить под колпаком вытяж-
ной вентиляции или с применением защитных масок.
Открытые части тела при загрязнении после работы с
совтолом смывают растворителем (ацетоном), затем
обмывают теплой водой с мылом. Для работы с совто-
лом следует выделить отдельное помещение с хорошей
вентиляцией.
6.3.	ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА СУХИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Трансформаторы и реакторы с естественным воздуш-
ным охлаждением (сухие) устанавливают в закрытых
помещениях. Они предназначены для работы как в
электрических установках общего назначения, так и в
специальных установках (например, питания электриче-
ских печей, преобразовательных, радиотехнических и
других).
Трансформаторы изготовляют в открытом исполне-
нии, без защитного кожуха, и в защищенном исполне-
нии (с кожухом). Транспортировку их осуществляют
железнодорожным, водным или автотранспортом в пол-
ностью собранном виде, упакованными в ящики. Выгру-
жают трансформаторы кранами, лебедками или други-
ми механизмами соответствующей грузоподъемности.
Подъем распакованного трансформатора осуществляет-
ся за специальные подъемные устройства; угол отклоне-
ния стропов от вертикали не должен превышать 30°.
До начала монтажа трансформаторы следует хра-
нить в закрытом, сухом, проветриваемом помещении
при температуре не ниже 5°С и относительной влажно-
сти воздуха не более 80%, принимая специальные меры
по защите их от механических повреждений и загрязне-
ния. Перед установкой на длительное хранение необхо-
димо снять упаковку, провести внутренний осмотр и в
случае необходимости переконсервировать трансформа-
тор.
Перед подключением трансформатора к питающей
сети производят оценку его состояния после транспорти-
ровки или хранения. Для этого трансформатор распако-
вывают, удаляют защитные кожухи (если они имеются)
и производят внешний осмотр его состояния. При осмот-
ре особое внимание уделяют проверке механической це-
лостности обмоток и магнитопровода, затяжки болтов в
местах контактных соединений, прессовки обмоток и
магнитопровода.
При проверке прессовки и опрессовке трансформато-
ров с нажимными винтами необходимо учитывать, что
обмотки и магнитопровод имеют самостоятельную осе-
вую прессовку, поэтому при подпрессовке (если в этом
есть необходимость) нужно, полностью ослабив прессов-
ку обмотки, подпрессовать магнитопровод, а затем за-
прессовать обмотку нажимными винтами. После под-
прессовки обмотки снова проверяют прессовку магнито-
провода.
Для удаления пыли трансформатор продувают чистым сухим
воздухом, а загрязненные места протирают сухой тряпкой.
После осмотра производят:
1)	проверку изоляции (на отсутствие замыканий на магнито-
провод) шпилек, прессующих магнитопровод, и стальных колец,
прессующих обмотки, мегаомметром на напряжение 1000 В;
2)	измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех
ответвлениях. Сопротивления одноименных ответвлений разных
фаз не должны отличаться более чем на 2%, если эти отклонения
не указаны в паспорте трансформатора;
3)	проверку коэффициента трансформации на всех ответвле-
ниях;
4)	измерение сопротивления изоляции каждой обмотки транс-
форматора по отношению к другим обмоткам, соединенным с кор-
пусом и заземленным, мегаомметром на напряжение 2500 В (на
трансформаторах напряжением 10 кВ и ниже допускается приме-
.нять мегаомметр на напряжение 1000 В). Сопротивление изоляции
при температуре 20—30°С должно быть для трансформаторов
с высшим номинальным напряжением: до 1 кВ — не менее 100 МОм,
от 1 кВ до 6 кВ — не менее 300 МОм, более 6 кВ — не менее
500 МОм.
При удовлетворительных результатах внешнего осмотра, про-
верок и измерений трансформатор можно вводить в эксплуатацию.
При получении неудовлетворительных значений сопротивления
изоляции обмоток перед включением необходимо произвести сушку
трансформатора.
Сушку сухих трансформаторов производят при температуре
80—100°С до тех пор, пока сопротивление изоляции обмоток в на-
гретом состоянии не достигнет постоянного значения, которое долж-
но остаться неизменным в течение не менее 8—12 ч.
Трансформаторы нужно устанавливать так, чтобы расстояние
их до стен и других предметов, ухудшающих условия охлаждения,
-было не менее 200 мм. После установки на место трансформаторы
должны быть надежно заземлены присоединением заземляющего
болта к общему контуру заземления.
После подключения и опробования предусмотренных защит
трансформатор испытывают на холостом ходу, а затем сдают в экс-
плуатацию.
5.4.	МОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРОВ, ТРАНСПОРТИРУЕМЫХ
•В ЧАСТИЧНО ДЕМОНТИРОВАННОМ ВИДЕ
а)	Порядок и последовательность работ
В данном параграфе рассматривается монтаж транс-
форматоров мощностью от 2500—6300 до 80 000—
100 000 кВ-А, напряжением 35—ПО кВ, имеющих мас-
ляную систему охлаждения (типа М.) или масляно-
дутьевую систему охлаждения (типа Д), транспортируе-
мых к месту установки в собственном баке, заполнен-
ными маслом до уровня 150—200 мм от крышки.
Расширитель, система охлаждения, вводы ПО кВ от-
правляют в демонтированном виде.
Организация работы по монтажу трансформатора,
подготовка к монтажу комплектующих узлов и Деталей,
необходимые для монтажа оборудование, приспособле-
ния, инструменты, аппаратура и материалы описаны в
§ 4.1. Транспортировка, разгрузка и хранение их осуще-
ствляются способами, описанными в гл. 2 и 3.
Перед началом работ по монтажу производят оцен-
ку состояния изоляции трансформатора на увлажнен-
ность. При увлажнении изоляции трансформатора в пе-
риод транспортировки и хранения перед началом монта-
жа производят сушку трансформатора одним из спосо-
бов, описанных в § 13.1.
Для установки основных комплектующих узлов (вво-
дов, приводов переключателей, выхлопной трубы и др.)
требуется вскрытие заглушек и люков. Ввиду того что-
окружающий воздух в это время проникает в бак транс-
форматора, возникают неблагоприятные условия для.
сохранности изоляции, поэтому эти работы надо органи-
зовать так, чтобы сократить до минимума время нахож-
дения трансформатора со вскрытыми заглушками и лю-
ками. Общее суммарное время не должно превышать.
20 ч. Более длительное нахождение трансформатора со
вскрытыми заглушками и люками приводит к повышен-
ному увлажнению масла и расположенных в надмасля-
ном пространстве изоляционных деталей, что может вы-
звать необходимость их дополнительной сушки;
(см. §11.6). Вскрывать заглушки необходимо в сухую ш
устойчивую погоду при относительной влажности не бо-
лее 85%.
Необходимо следить, чтобы после вскрытия заглуш-
ки в трансформатор не попали пыль, грязь и посторон-
ние предметы, которые перед началом работ необходимо-
тщательно удалить с бака и комплектующих узлов, а.
монтажную площадку очистить от источников пылеобра-
зования. Следует установить учет и контроль за инстру-
ментом и приспособлениями, применяемыми при уста-
новке комплектующих узлов.
Для предотвращения увлажнения при вскрытии,
трансформатора можно продувать надмасляное прост-
ранство предварительно осушенным воздухом, как опи-
сано в § 7.3.
Установку вводов 35—ПО кВ, монтаж расширителя^
приборов, арматуры, систем охлаждения производят
без осмотра активной части и слива масла из бака.
Если в период транспортировки, разгрузки и хране-
ния были допущены такие нарушения, которые могли
вызвать внутренние повреждения трансформатора, пе-
ред началом монтажа производят ревизию его активной
части. Объем и последовательность работ при ревизии,
изложены в § 7.6. При выполнении ревизии вскрывают
заглушки и масло полностью сливают из бака. При этом
вся масса изоляции соприкасается с влажным окружаю-
щим воздухом. Для предохранения изоляции от увлаж-
нения принимают специальные меры, описанные в § 7.3.
Подготовка к включению и наладке устройств регулиро-
вания напряжения под нагрузкой описана в гл. 9.
Правильность монтажа контролируют путем измере-
ний и оценки параметров изоляции (см. § 11.1) и пуско-
наладочных испытаний (см. § 14.1).
После установки комплектующих узлов доливают в
трансформатор масло, проверяют герметичность, уста-
навливают трансформатор на фундамент и производят
другие окончательные работы, описанные в § 15.1..
После оформления монтажно-наладочной докумен-
тации (см. § 15.1) и проверки защит трансформатор
может быть испытан постановкой под номинальное на-
пряжение и затем введен в эксплуатацию.
6)	Монтаж вводов
Для вывода отводов от обмоток напряжением 3—
35 кВ применяют, как правило, разборные вводы (см.
рис. 4.1), конструкция которых позволяет легко произ-
водить их монтаж и демонтаж, а также замену фарфо-
рового изолятора при сливе незначительного количест-
ва масла из трансформатора.
Установку вводов на трансформатор производят сле-
дующим образом. Демонтируя на баке трансформатора
заглушки для установки вводов, подсоединяют токове-
дущую шпильку к гибким связям отводов от обмотки
при помощи гаек и контргаек. Затем устанавливают
детали уплотнения и закрепления фарфорового изолято-
ра, как указано на рис. 4.1. Выступ на токоведущей
шпильке должен пройти в соответствующий паз в верх-
ней части изолятора. Во избежание повреждения фар-
форовых изоляторов затяжку гаек следует производить
осторожно, без рывков, и равномерно по периметру уп-
лотнения.
В практике нередко применяют несколько иной поря-
док монтажа вводов, когда вначале закрепляют и уплот-
няют фарфоровый изолятор с установленной токоведу-
щей шпилькой, а затем через боковые люки подсоединяют
гибкие связи отводов к шпильке.
При монтаже вводов необходимо следить, чтобы
внутрь трансформатора не попали грязь, влага, посто-
ронние предметы, и уделять особое внимание созданию
надежного электрического контакта, герметичности уп-
лотнения изолятора и шпильки, а также правильному
расположению гибких соединений внутри трансформато-
ра. Изоляционные расстояния между гибкими соедине-
ниями вводов, между фазами и другими заземленными
и токоведущими частями трансформатора-должны быть,
как правило, не менее 50 мм.
Токоведущие шпильки вводов 3—35 кВ на токи до
630 А припаивают к гибкому отводу обмотки при изго-
товлении трансформатора. Закрепление и уплотнение
таких вводов производят аналогичным образом.
Для вывода отводов обмоток высшего напряжения в
трансформаторах применяют высоковольтные маслона-
полненные вводы герметичного и негерметичного испол-
нения, а также высоковольтные вводы с твердой изоля-
цией. Основные технические данные маслонаполненных
вводов приведены в приложении VII.
Высоковольтные вводы, как правило, закрепляют на
фланце переходного патрубка, внутри которого могут
располагаться встроенные трансформаторы тока, пред-
назначенные для питания электрических цепей защит и
измерения. Если переходные патрубки транспортируют-
ся отдельно от трансформатора, их необходимо устано-
вить перед началом монтажа вводов.
Перед монтажом вводы должны быть выставлены в
вертикальном положении в стойках возле трансформато-
ра на расстоянии, позволяющем осуществить их подъем
и установку предусмотренным для этой цели крановым
механизмом, и проверены. Перед подъемом вводов, уста-
новленных в стойках, в нижней части их закрепляют
экран, тщательно протирают нижний фарфоровый изо-
лятор, а через центральную трубу ввода пропускают
гибкий канатик или веревку, механическая прочность ко-
торой должна быть достаточной для подъема гибкого
кабеля отвода.
Для установки на трансформатор вводы поднимают
при помощи крановых механизмов и стропов соответст-
вующей грузоподъемности за имеющиеся подъемные
кольца на опорном фланце (рис. 6.6). Верхняя часть
фарфорового изолятора ввода крепится веревкой к подъ-
емным стропам во избежание опрокидывания и для
создания необходимого для установки угла наклона. Ук-
лон ввода создается таким образом, чтобы пробка для
выпуска воздуха и патрубок для подсоединения к обще-
му газопроводу трансформатора были расположены в
наивысшем месте фланца ввода. Неправильное располо-
жение пробки и патрубка может привести к образова-
нию воздушного мешка после заливки трансформатора
маслом.
После вывода из стойки на нижний фарфоровый изо-
лятор надевают изоляционный бакелитовый цилиндр и
закрепляют его при помощи деревянных планок и шуру-
пов на нижнем фланце переходной втулки. В таком со-
стоянии ввод располагают возможно точнее в центре
отверстия люка переходного патрубка, а конец канати-
ка, пропущенного через центральную трубу ввода, при-
Рис. 6.6. Монтаж вводов ПО кВ.
1 — протягивающий канатик; 2 — верев-
ка- з _ трос; 4 — ввод; 5 — деревянные
планки для крепления бакелитового
цилиндра; 6 — бакелитовый цилиндр;
7 — отвод; S — наконечник отвода; 9 —
гайка; 10 — уплотняющий фланец; 11 —
резиновая прокладка; 12 — экран.
крепляют к кабельному наконечнику гибкого отвода
обмотки. После этого кабель с наконечником осторожно
протягивают при помощи канатика через токоведущую
трубу ввода.
Во время протягивания необходимо следить за рас-
правлением и натяжением кабеля. Когда свободная
часть кабеля будет вся протянута в трубу, приступают
к медленному опусканию ввода в бак трансформатора,
умеренно подтягивая канатик. Ввод опускают до уста-
новки его фланца на уплотняющую прокладку. После
установки ввода на место закрепляют и уплотняют фла-
нец ввода, затем кабельный наконечник. При этом вы-
емка в наконечнике должна совпадать с соответствую-
щим выступом на фланце ввода. Нижняя часть наконеч-
ника должна плотно прилегать к фланцу ввода. Выпол-
нять уплотнение наконечника ввода необходимо очень
тщательно, так как некачественное уплотнение может
стать причиной попадания влаги в трансформатор. Для
уплотнения кабельного наконечника применяют только
новые исправные уплотнения соответствующей толщины.
Высоковольтные вводы с твердой изоляцией в отли-
чие от бумажно-масляных не имеют экрана в нижней
части, а их изоляционный бакелитовый цилиндр крепят
на переходном патрубке. Перед установкой таких вводов
предварительно удаляют транспортный кожух, установ-
ленный на нижней части ввода. Монтаж вводов с твер-
дой изоляцией аналогичен монтажу маслонаполненных
вводов.
в)	Установка привода и наладка переключателей типов ПБВ и ПТЛ
В конструкции силовых трансформаторов широкое
применение находят переключатели типов ПБВ и ПТЛ,
предназначенные для изменения количества обтекаемых
током витков обмоток при отключенном от сети транс-
форматоре.
Переключатели типа ПБВ (рис. 6.7,а — в) состоят из
двух изоляционных дисков, в которые запрессованы не-
подвижные контакты, представляющие собой медные
или латунные цилиндрические стержни; к стержням
подсоединены гибкие кабели, соединенные с отводами
от обмотки. Подвижный контакт выполнен в виде кон-
тактного кольца, закрепленного на стальном коленчатом
валу. В кольцо вставлена спиральная пружина, которая
в рабочем положении прижимает его к двум контакт-
ным стержням. Верхний конец коленчатого вала посред-
ством муфты со штифтом соединяют с приводным уст-
ройством.
Приводное устройство состоит из соединительной изо-
ляционной штанги и специального приводного колпака.
Крепление его к баку и уплотнение вала привода осу-
ществляют посредством сальника. На корпусе сальника
нанесены цифровые обозначения положения контактов
переключателя (I, II, III, IV, V). На корпусе сальника
имеются резьбовые отверстия для установки фиксирую-
щего штифта. На корпусе установлены два упорных
штифта, ограничивающие переключение за крайние по-
Рис. 6.7. Монтаж переключателей типа ПБВ.
а — переключатель; б — электрическая схема; в — привод; 1 — пружинные
кольца подвижного контакта; 2—неподвижные контакты; 3 — выходной вал
переключателя; 4 — вилка нижней муфты; 5 — бумажно-бакелитовые цилинд-
ры; 6 — изоляционная штанга; 1 — колпак; 8 — ноимусное кольцо; 9 — шпонка;
10 — винт; 11— гайка сальника; /2—набнвка сальника; 13 — вал привода; 14—
корпус сальника; 15 — фиксирующие болты; 16 — упор на колпаке; 17 — ука-
затель положения переключателя; 18 — упор на крышке сальника.
ложения. Внутри колпака находится нониусное кольцо,
позволяющее производить регулировку его положения с
положением переключателя.
Для перевода переключателя на следующую ступень
необходимо отвернуть два фиксирующих болта, располо-
женных на колпаке. После переключения стрелка на
колпаке будет показывать положение переключателя,
нанесенное на корпусе сальника, а отверстия в корпу-
сах колпака и сальника под установку фиксирующих
болтов должны совпадать. Если эти отверстия не совпа-
дают, необходимо снять колпак, разъединить нониусное
кольцо, расположенное внутри колпака, и, отрегулиро-
вав правильное положение указателя, закрепить вновь
нониусное кольцо.
Если после отправки с завода выполненная при из-
готовлении регулировка приводного устройства переклю-
чателя не была нарушена, при монтаже трансформа-
торов производят проверку работы переключателя пу-
тем многократного изменения положений и измерения
получаемых коэффициентов трансформации на каждом
положении. При этом под действием пружин контакт-
ных колец должно четко фиксироваться положение
переключателя, а коэффициент трансформации должен
соответствовать паспортным данным трансформатора.
При переключении необходимо также следить за тем,
чтобы конец шарнира колпака привода не нажимал на
штангу, через которую передается вращение переключа-
телю.
При проверке работы переключателя нельзя пере-
ключать его за крайние положения, ограничиваемые сто-
порными штифтами, а также применять приводные кол-
паки, не отрегулированные для данного переключателя.
Если в период монтажа по каким-либо причинам, на-
пример для съема колокола при ревизии, снималась
штанга или была нарушена заводская регулировка пе-
реключателя, установку и регулировку приводного меха-
низма производят следующим образом.
Надевают нижнюю .муфту штанги с прорезями на
выходной вал переключателя. Установив привод на уп-
лотняющие прокладки, подсоединяют к нему штангу.
Для этого при помощи штифта соединяют вал привода
с верхней муфтой штанги.
Вращая привод, устанавливают переключатель во
все возможные положения, измеряя при этом коэффици-
ент трансформации и активное сопротивление обмоток
на всех ступенях регулирования. На основании этих из-
мерений определяют и устанавливают переключатель в
первое положение. Первому положению соответствует
расположение контактных колец между контактными
трубами А2 — Л3 (рис. 6.7,6). После этого прикрепляют
крышку сальника к баку, регулируют при помощи нони-
усного кольца положение колпака так, чтооы стрелка
на колпаке указывала первое положение и отверстия
для установки фиксирующих болтов в корпусе сальни-
ка и колпака совпадали. Проверяют выполнение этих
требований для всех положений переключателя, уста-
навливают переключатель в нужное положение и фик-
сируют его затяжкой болтов.
Способ переключения, а также конструкция привод-
ного механизма переключателя типа ПТЛ в основном
те же, что и у устройств переключателя типа ПБВ,
поэтому проверка состояния и наладка его работы осу-
ществляются описанными выше способами.
г]	Монтаж расширителя и выхлопной трубы
Расширители в силовых трансформаторах предназна-
чены для поддержания и контроля необходимого уров-
ня масла в баке и обеспечения температурного расши-
рения масла в процессе работы трансформаторов. Для
этих целей в конструкциях расширителя, который пред-
ставляет собой по форме, как правило, герметичную ци-
линдрическую емкость, предусматриваются указатели
уровня масла в нем, патрубки для соединения его внут-
ренней полости с баком трансформатора и окружающей
средой, патрубок для доливки масла, пробка для слива
остатков масла и другие приспособления (рис. 6.8,а,б).
Расширители обычных типов трансформаторов с
РПН имеют специальный отсек, предназначенный для
поддержания и контроля необходимого уровня масла и
температурного расширения масла в емкости контакто-
ра регулятора. Перед установкой расширителя на бак
трансформатора через торцевые люки проверяют состоя-
ние его внутренней поверхности, которая должна быть
чистой и не иметь механических повреждений. При не-
обходимости расширитель промывают сухим трансфор-
маторным маслом и сливают остатки масла через спуск-
ную пробку. Одновременно следует убедиться и в це-
лостности сварных швов внутренних патрубков, кото-
рые могли быть повреждены во время перевозки.
После устранения замеченных недостатков присту-
пают к установке демонтированных на время перевозки
узлов расширителя (указателей уровня, реле уровня
масла и др.).
В конструкциях новых типов трансформаторов на-
ряду со стеклянными маслоуказателями, установка ко-
Рис. 6.8. Монтаж расширителя и выхлопной трубы.
л — установка расширителя на баке трансформатора; б — устройство расши-
рителя; / — патрубок; 2 — предохранительная (выхлопная) труба; 3 —газовое
реле; 4 — расширитель; 5 — пластины для подъема расширителя; 6 — патру-
бок для подсоединения воздухоосушителя; 7 — стеклянная диафрагма; 8 —
резиновая прокладка; 9 — фланец; 10 — предохранительная сетка; 11 — проб-
ка для слива грязного масла; 12 — патрубок для соединения с баком транс-
форматора; 13 — патрубок для подсоединения заливной трубы; 14 — стеклян-
ная трубка; 15 — фланец; 16 — резиновая прокладка; 17 — винт.
торых показана на рис. 6.8,а, широкое применение на-
ходят стрелочные маслоуказатели (рис. 6.9).
Стрелочный маслоуказатель состоит из корпуса со
шкалой и защитным стеклом, привода и указательной
стрелки, связанных постоянными магнитами. При изме-
нении уровня масла пробковый поплавок через рычаг
поворачивает магнит привода, который изменяет поло-
6.9. Мон-
стрелочно-
с по-
2 — ве-
магнит;
Рис.
таж
го маслоуказа-
теля.
/ — рычаг
плавком;
дущий
3 — герконовый
контакт; 4 — шка-
ла; 5 — ведомый
магнит со стрел-
кой; 6 — корпус.
жен ле стрелки, показывающей уровень масла на шкале.
Встроенный в корпус магнитоуправляемый контакт за-
мыкает цепь электрической сигнализации при минималь-
ном уровне масла в расширителе. Дополнительный маг-
нит исключает срабатывание магнитоуправляемого кон-
такта в зоне допустимых изменений уровня масла. На
шкале маслоуказателя нанесены отметки Макс, и Мин.,
соответствующие допустимым уровням масла в расши-
рителе.
Стрелочные указатели устанавливают на специально
предусмотренном фланце торцевого люка расширителя.
Перед установкой необходимо, проверив целостность
механизма указателя и удалив консервационную смазку
путем протирания его ветошью, смоченной в бензине или
уайт-спирите, проверить его работу от легкого усилия
руки. Затем к валу магнитной муфты прикрепляют де-
монтированный на время транспортировки рычаг с по-
плавком и проверяют соответствие взаимного положе-
ния рычага и стрелки. При установке закрепляют указа-
тель таким образом, чтобы коробка выводов от его элек-
трических контактов была направлена вниз, а отметка
Макс, находилась в верхней части заглушки люка.
После установки маслоуказателя необходимо прове-
рить отсутствие касания стрелки защитного стекла кор-
пуса и рычага за выступающие части расширителя, а
также размыкание и замыкание магнитоуправляемого
контакта путем заполнения и слива масла из расшири-
теля. Магнитоуправляемый контакт должен находиться
в разомкнутом состоянии при допустимом уровне масла
в расширителе. Проверка работы контакта осуществля-
ется путем включения на его выводы, расположенные в
коробке на наружной стороне фланца указателя, цепи
сигнала (лампа, звонок). Выводы рабочего контакта
указателя посредством кабеля, заключенного в металло-
рукав, соединяют с соответствующими контактными
клеммами клеммной коробки трансформатора.
В расширителях, имеющих стеклянные указатели,
для сигнализации о недопустимом понижении уровня
масла в них устанавливают специальные реле уровня
масла поплавкового типа. Реле уровня масла приме-
няют в трансформаторах мощностью 1000 кВ-А и выше.
 Предварительно проверенное (см. § 4.4) реле уста-
навливают на фланце специально предусмотренного лю-
ка в расширителе. Выводы реле соединяют кабелем с
клеммной коробкой трансформатора.
Собранный расширитель подвергают проверке на
герметичность, в процессе которой устраняют все не-
плотности, образовавшиеся при сборке его комплек-
тующих частей, а также в период его транспортировки
и хранения. Для этого его наполняют горячим (50—
60°С) сухим трансформаторным маслом до уровня верх-*
ней отметки указателя и выдерживают в таком состоя-
нии в течение не менее 3 ч. При обнаружении следов
утечки масла надежно устраняют причину появления
неплотности. Собранный и испытанный расширитель
устанавливают и закрепляют на баке трансформатора.-
Выхлопная труба предназначена для защиты бака от
разрушения при внутренних повреждениях в трансфер-
•маторе и повышения давления в баке. Срабатывающим
элементом трубы является стеклянная диафрагма, раз-
рушающаяся при образовании избыточного давления в
баке трансформатора более 50 кПа.
Перед установкой на бак внутреннюю полость трубы
очищают и промывают сухим трансформаторным мас-
лом. Затем в верхней ее части устанавливают и уплот-
няют стеклянную диафрагму и защитную сетку (см. рис.
6.8,а). Затяжку болтов при уплотнении диафрагмы не-
обходимо производить осторожно, без рывков, и равно-
мерно по периметру во избежание повреждения стекла.
В собранном виде выхлопную трубу устанавливают и уп-
лотняют на баке трансформатора. Надмасляное прост-
ранство выхлопной трубы соединяют с надмасляным
пространством расширителя или воздухоосушителем при
помощи патрубков.
д]	Монтаж фланцевых соединений
Сочленение комплектующих узлов и деталей с баком
трансформатора и между собой производят при помощи
различных фланцевых соединений. В зависимости от
конструкции сочленения соединяемых фланцев разли-
чают:
1)	фланцевые соединения глухого крепления, когда
сочленение производят путем ввинчивания болтов в тело
одного из фланцев (рис. 6.10,а). Такие соединения при-
меняют для крепления заглушек, монтажных люков и
других узлов и деталей к баку трансформатора;
2)	фланцевые соединения сквозного крепления, ког-
да сочленение производят при помощи болтов, проходя-
щих через тело соединяемых фланцев (рис. 6.10,6). Та-
кие соединения используют для сочленения верхней (ко-
локол) и нижней (дно) частей бака, высоковольтных
вводов к установкам трансформаторов тока, патрубков
и запорной арматуры на баке трансформатора и др.;
3)	фланцевые соединения сухарного крепления
(рис. 6.10,в). Применяются в основном для-сочленения
установок трансформаторов тока и бака трансформа-
тора.
Фланцевые соединения в зависимости от их гермети-
ческой формы могут быть круглыми, овальными и пря-
моугольными. Их устанавливают в горизонтальной, вер-
тикальной и наклонной плоскостях.
При монтаже кроме надежности крепления особое
внимание обращают на обеспечение маслоплотности
фланцевых разъемов. Для этого между фланцами по-
мещают резиновые прокладки из маслостойкой резины,
отвечающей требованиям ГОСТ 12855-77. Такая резина
способна работать в среде трансформаторного масла в
пределах изменения температуры от —45 до +100оС.
Резиновые прокладки изготовляют с отверстиями под
проходящие болты и без отверстий, они повторяют фор-
му соединительных фланцев.
Рис. 6.10. Монтаж фланцевых соединений.
а — глухое соединение; б — сквозное соединение; в — сухарное соединение;
1 — болт; 2, 4 — фланцы; 3 — уплотняющая прокладка; 5 — сухарь; 6 — бо-
бышка.
Перед сочленением необходимо проверить состояние
фланцевых соединений, при этом следует обратить вни-
мание на:
1)	параллельность сочленяемых фланцев, которые
не должны иметь вогнутых участков и других повреж-
дений;
2)	на расположение проволочных ограничителей, ко-
торые должны быть плотно расположены на поверхно-
сти фланца и не иметь выступов и извилин, препятст-
вующих уплотнению резиновой прокладки;
3)	на выбор размеров болтов и глубины резьбового
участка отверстия в теле одного из фланцев, которые
должны выбираться с учетом обеспечения сжимания уп-
лотняющей прокладки на 1/3 ее высоты.
Уплотняющие прокладки отправляют на место мон-
тажа установленными на заглушках комплектующих уз-
лов или в отдельных упаковках. Кроме того, их постав-
ляют как запчасти для некоторых фланцевых соедине-
ний, монтируемых при установке трансформаторов. Пе-
ред установкой прокладок на фланец необходимо прове-
рить их механическую целостность, качество стыковых
соединений, обезжирить, если они пропитаны в масле, и
высушить. Прокладки не должны иметь трещин, разры-
вов и остаточных деформаций.
Стыковые соединения концов составных участков
прокладок должны бьръ тщательно срезаны под углом,
склеены резиновым клеем или клеем № 88 и расположе-
ны в местах, в которых можно надежно их уплотнить
путем затяжки фланцев. Длина среза стыка должна в
2—3 раза превышать толщину прокладки.
При демонтаже прокладок, установленных на комп-
лектующих узлах, следует соблюдать осторожность с
тем, чтобы на поверхность прокладки не попало масло,
так как это может привести к затруднениям при ее уп-
лотнении. Если имеются даже незначительные повреж-
дения, уплотняющие прокладки необходимо заменить
новыми.
После установки прокладки путем затяжки  болтов
равномерно сжимают ее до уменьшения ее толщины не
более чем на 1/3. При этом затяжку необходимо произ-
водить равномерно по всему периметру фланца во из-
бежание местного передавливания прокладки. Послед-
нее очень важно для прокладок, имеющих отверстия под
болты.
Прокладки приклеивают к разъему при помощи ре-
зинового клея или клея № 88. Приклеивание к разъему
прокладок, имеющих отверстия под болты, как правило,
не производят.
В трансформаторах предусматривают задвижки с
условным проходом от 80 до 250 мм, вентили с услов-
ным проходом 25 и 50 мм, плоские краны с условным
проходом от 50 до 250 мм, пробковые краны, а также
пробки для герметизации воздухоспускных отверстий.
Задвижки применяют для аварийного слива масла
из трансформатора и перекрытия системы охлаждения.
По механическим свойствам задвижки должны соответ-
ствовать ГОСТ 8437-75. Для обеспечения возможности
их работы в среде трансформаторного масла на транс-
форматорных заводах внутренние поверхности их очи-
щают от песка, пригара и других загрязнений и окраши-
вают маслостойким лаком, а уплотняющие прокладки
заменяют прокладками из маслостойкой резины.
При испытании на' герметичность затвора давлением
150 кПа и сальникового уплотнения давлением 400 кПа
в течение 2 мин конструкция их обеспечивает полнун»
маслоплотность (отсутствие течи) сальникового уплот-
нения и допускает незначительный проход масла через
затвор: для задвижек типа ДУ 80—100 мм — 2см3/мин,
ДУ 125—250 мм — 3 см3/мин.
При появлении неплотности задвижек их нужно ра-
зобрать, проверить состояние уплотняющих прокладок,
чистоту внутренней поверхности и качество притирки
шпинделя и восстановить необходимую плотность.
Вентили применяют для подсоединения вакуумного
и маслоочистительного оборудования, для перекрытия
маслопроводов небольшого диаметра. Для обеспечения
их работы в трансформаторном масле уплотнение золот-
ника заменяют фторопластовым, а сальниковую набив-
ку—-уплотнительным кольцом из маслостойкой резины.
Вентили практически обеспечивают полную маслоплот-
ность сальникового уплотнения, затвора и прокладочных
соединений.
Широкое применение в трансформаторах находят
плоские краны, имеющие большой диапазон проходного
сечения и небольшую массу и габариты, а также проб-
ковые краны. Плоские краны допускают проход масла
через уплотняющую заслонку, что необходимо учиты-
вать в технологии монтажа трансформаторов.
При давлении столба масла высотой 10 м допуска-
ется течь масла через плоский кран диаметром 50 мм —
в количестве не более 0,1 л/с; 75 мм — 0,2 л/с; 125—
250 мм — 0,3 л/с. При установке воздухоспускных про-
бок необходимо обращать внимание на состояние резь-
бы в теле пробки и штуцера.
е]	Монтаж аппаратуры и контрольных кабелей
После установки основных комплектующих узлов
производят монтаж аппаратуры, прокладку и подсоеди-
нение контрольных кабелей.
Проверенное и подготовленное газовое реле устанав-
ливают в маслопровод между баком трансформатора и
расширителем таким образом, чтобы стрелка на крыш-
ке реле указывала правильное направление движения
масла от бака трансформатора к расширителю. Пло-
скость разъема газового реле должна быть расположена
горизонтально. Патрубок, соединяющий бак трансфор-
матора с газовым реле, должен иметь подъем в 2—3° в
сторону газового реле.
Рис. 6.11. Установка термосиг-
нализатора ТС-100.
1 — бак трансформатора; 2 — кор-
пус термосигнализатора; 3 — ка-
пилляр; 4 — уплотняющий штуцер
кабеля; 5 — термобаллон; 6 — кар-
ман в баке трансформатора.
Термосигнализаторы после проверки и настройки
контактной системы устанавливают на баке трансформа-
тора (рис. 6.11). Корпус термосигнализатора закрепля-
ют при помощи болтов к предусмотренному месту на
боковой стенке бака, а термобаллон полностью погружа-
ют и закрепляют в специальном гнезде, расположенном
в верхней части бака. Перед погружением термобалло-
на гнездо необходимо заполнить трансформаторным
маслом. Корпус прибора должен быть поставлен в нор-
мальное рабочее положение так, чтобы шкала находи-
лась вертикально.
При обращении с капилляром нельзя допускать рез-
ких перегибов (с радиусом менее 50 мм), многократных
Изгибаний и других механических воздействии, которые
могут привести к закупорке внутреннего отверстия или
нарушению герметичности капилляра. Для защиты ка-
пилляра от повреждений прокладку его по баку осуще-
ствляют в металлических рукавах (рис. 6.12).
Рис. 6.12. Монтаж контрольных кабелей.
/ — скоба; 2 — кабель, заключенный в металлическом рукаве; 3 —струйное
реле регулятора; 4— газовое реле трансформатора; 5 — реле уровня масла;
6 клеммная коробка трансформаторов тока; 7 — датчик термосигнализатора;
3 капилляр термосигнализатора; 9— термосигнализатор; 10 — шкаф управ-
ления системой охлаждения; 11 — распределительная клеммная коробка.
Контактные выводы термосигнализатора при помощи
кабеля, заключенного в металлический рукав, выводят
на клеммную коробку трансформатора. Для подсоедине-
ния кабеля необходимо отвернуть штуцер, расположен-
ный снизу прибора, пропустить через него кабель и под-
соединить его к соответствующим контактам ТерМосйг-
нализатора. После подсоединения кабель уплотняют пу-
тем заворачивания штуцера.
Все кабели от установленной в трансформаторе ап-
паратуры и встроенных трансформаторов тока заклю-
чают в металлический рукав и прокладывают по баку
трансформатора до клеммной коробки. Крепление их к
стенке бака осуществляют при помощи металлических
скоб и болтов (рис. 6.12). Концы металлических рука-
вов закрепляют в сальниках аппаратов и распредели-
тельной клеммной коробки. Распределительную клем-
мную коробку, как правило, закрепляют на баке транс-
форматора. Она представляет собой сварной шкаф с
дверью, в котором расположены контактные выводы.
В боковых стенках коробки устанавливают сальники
для уплотнения входящих кабелей и закрепления их ме-
таллических рукавов и в нижней стенке — сальники для
уплотнения выходящих кабелей. Все незадейство-
ванные сальники должны быть заглушены во избежание
прямого попадания на контактные выводы влаги и пыли.
К контрольной аппаратуре относятся также стрелоч-
ный маслоуказатель и реле уровня масла, монтаж ко-
торых описан выше,
6.5.	МОНТАЖ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТИПА МИД
Для трансформаторов мощностью до 6300 кВ-А при-
меняют охлаждающее устройство в виде трубчатых ба-
ков и трубчатых радиаторов с естественным движением
масла и воздуха (системы охлаждения М). Система ох-
лаждения трансформаторов с навешенными радиаторами
состоит из радиаторов и плоских кранов.
Для трансформаторов мощностью от 10 до 100 МВ-А
применяют охлаждающие устройства в виде трубчатых
радиаторов, обдуваемых осевыми вентиляторами (систе-
ма Д).
Радиатор состоит из верхнего и нижнего коллекто-
ров, в которые вварены трубы. На верхнем и нижнем
коллекторах имеются патрубки для присоединения ра-
диатора к баку трансформатора, пробки для слива мас-
ла и выпуска воздуха.
Для трансформаторов в основном применяют три
типа радиаторов (рис. 6.13,а — в):
1)	радиаторы одинарные трубчатые (трубы ввари-
ваются с одной стороны коллектора) (рис. 6.13,а) ;
2)	радиаторы двойные трубчатые (трубы вваривают-
ся с двух сторон коллектора) (рис. 6.13,6);
3)	прямотрубные секционные радиаторы (в коллек-
тор ввариваются секции, состоящие из нескольких труб)
(рис. 6.13,б).
В табл. 6.2 приведены основные технические данные
радиаторов, изготавливаемых ПО «Запорожтрансфор-
матор».
Рис, 6.13. Радиаторы системы охлаждения типа Д.
а— одинарный трубчатый; б — двойной трубчатый; в — прямотрубный сек-
ционный; 1 — коллектор; 2 — трубка; 3 — пробка; -4 — патрубок; 5 — подъем-
ное ушко.
Перед монтажом радиаторы проверяют на масло-
плотность опрессовкой сухим горячим трансформатор-
ным маслом и в случае необходимости промывают мас-
лом по схемам, указанным на рис. 6.14,а, б. Опрессовку
производят давлением  200 кПа горячего (50—70°С)
трансформаторного масла в течение 30 мин. Отсутствие
течей масла . в местах приварки труб свидетельствует
о достаточной маслоплотности радиатора.
В случае загрязнения радиаторы промывают горячим
сухим маслом по схеме на рис. 6.14,б. Количество при-
меняемого для промывки масла Должно быть не менее
5-кратной емкости радиатора. Условием окончания про-
мывки служит отсутствие механических примесей на
фильтровальной бумаге фильтр-пресса. Пробивное на-
пряжение пробы масла, взятой в конце промывки, долж-
но быть не ниже значения для пробы, взятой в начале
промывки.
Рис. 6.14. Промывка и проверка маслоплотности радиаторов.
а — опрессовка; б ~ промывка; 1 — крюк; 2 — манометр; 3 — радиатор; 4 —
маслоподогреватель; 5 — фнльтр-пресс; 6 — емкость; 7— воронка для выхода
воздуха.
Для установки на бак трансформатора радиатор
поднимают за скобу, приваренную к верхнему коллекто-
ру и устанавливают присоединительными фланцами на
шпильки верхнего и нижнего радиаторных кранов
(рис. 6.15). При несовпадении шпилек с фланцами ра-
диатора следует несколько ослабить крепление кранов
к баку. После установки радиатора производят уплотне-
ние фланцев, причем сначала равномерно затягивают
гайки, крепящие плоский кран к фланцу бака, затем
затягивают гайки, уплотняющие фланец радиатора
с плоским краном. После установки радиатор запол-
няют маслом, открывая плоский кран и выпуская воздух
из верхнего коллектора через соответствующую пробку
в коллекторе.
В системе охлаждения типа Д для обдува каждого
радиатора устанавливают по два осевых вентилятора
серии МЦ-4 с трехфазными двигателями. Перед уста-
новкой все узлы и детали системы охлаждения распако-
вывают, очищают от пыли и смазки. Особое внимание
уделяют двигателям вентиляторов и крыльчаткам. При
длительном хранении проверяют смазку в подшипниках
двигателей и сопротивление обмотки статора. В случае
увлажнения двигатели перед установкой просушивают.
Вначале производят монтаж крыльчатки на двигате-
ле. Крыльчатку вместе с картонной шайбой насаживают
на покрытый смазкой свободный конец вала электро-
Рис. 6.15. Монтаж дутьевого охлаждения.
1 — силовой кабель; 2— распределительная коробка; 3 — растяжка; 4— полка
(швеллер); 5 — электродвигатель; 6 — глухая гайка; 7 — прокладка; 8 — вен-
тилятор; О — болт; 10, И — прокладки; 12 — треугольная шайба.
Технические данные радиаторов системы охлаждения М и Д
Таблица 6. 2
Тип радиатора	Количество труб, шт.	Теплоотдающая поверхность, м2	Расстояние между центра- ми подсоеди- нения патруб- ков, мм	Габаритная высота, мм	Масса, кг		
					радиатора	масла	общая
Одинарный трубчатый	32	10,4	2285	2715	239	186	425
Двойной трубчатый	64	18,5—25,1	1180—2685	2310—3115	378—487	280—367	638—854
		27,7—37,7	3000—4250	3430—4680	542—712	395—522	937—1234
	72	40,2—42,5	4000—4250	4430—4680	763—802	557—586	1320—1388
	80	34,5—46,9	3000—4250	3430—4680	687—888	499—654	1186—1542
	88	38—46,4	3000—3750	3430—4180	754—895	540—645	1294^—1540
Прямотрубные	60	8,47—12,46	1000—1700	1350—2050	122,2—157,7	66,9—94,2	189,1—251,9
	160	33—51	1800—3000	2150—3350	372,3—550	217,6—316,6	589,9—866,9
двигателя и Закрепляют фасонной глухой гайкой. Затем
двигатели с вентиляторами устанавливают на предвари-
тельно смонтированных на баке трансформатора швел-
лерах.
После установки вентиляторов сначала от руки,
а затем пробным включением электродвигателя прове-
ряют их работу. При этом крыльчатки должны свободно
вращаться и не иметь биений. В случае обнаружения
вибрации необходимо устранить ее путем балансировки
и надежного закрепления крыльчатки на валу электро-
двигателя, а электродвигателя — на установочном швел-
лере.
На швеллерах кроме вентиляторов закрепляют рас-
пределительные коробки (одна коробка на два двигате-
ля). Питающая магистраль образуется соединением всех
распределительных коробок и магистральной коробки
в кольцевую сеть. Для этого трехжильным кабелем со-
единяют все коробки между собой, прокладывая кабель
в металлическом рукаве и крепя его с помощью метал-
лических скоб к баку трансформатора.
Двигатели защищены плавкими предохранителями,
которые находятся в распределительных коробках. Си-
ловая электрическая цепь защищается от токов корот-
кого замыкания автоматическими выключателями, рас-
положенными в шкафу автоматического управления
дутьем типа ШД. Кроме автоматических выключателей
в шкафу расположены магнитный пускатель для управ-
ления электродвигателями обдува, реле времени для
предотвращения включения электродвигателей при крат-
ковременной перегрузке трансформатора, промежуточное
реле для включения магнитного пускателя и универ-
сальный переключатель на три положения: автоматиче-
ское, местное и отключено. На боковой стороне корпуса
шкафа укреплена клеммная коробка для подсоединения
контрольных кабелей. В дно шкафа установлены муфты
и сальники для силовых и контрольных кабелей.
На рис. 6.16 показана принципиальная электрическая
схема шкафа автоматического управления дутьем. Пи-
тание схемы осуществляется от источника напряжением
220 В переменного тока. Схема обеспечивает управление
электродвигателями вентиляторов как с пульта управ-
ления, так и непосредственно с места установки шкафа.
При переводе рукоятки универсального переключателя
на положение А включение электродвигателей вентиля-
Рис. 6.16. Электрическая схема
управления дутьем.
А, В, С — ввод питания; Al, Bl, С1—
питание к электродвигателям; Е12—
контакт красной стрелки; Е11 — кон-
такт желтой стрелки; S — переключа-
тель универсальный; К10 — магнитный
пускатель; К — реле времени; SF— вы-
ключатель автоматический; Е — розет-
ка штепсельная; К1 — токовое реле
(контакты).
Торовобеспечивается
1) контактами термосиг-
нализатора при повыше-
нии температуры масла;
2) контактами токового
реле при длительной но-
минальной нагрузке, а от-
ключение осуществляется
контактами термосигна-
лизатора при понижении
температуры масла ниже
установленной.
При ручном управле-
нии ключ универсального
переключателя должен
находиться в положении
М. Шкаф ШД представ-
ляет собой сварной кор-
пус с дверью, в котором
размещена описанная вы-
ше аппаратура, шкаф
можно устанавливать как
на баке трансформатора,
так и на отдельном фун-
даменте. Место расположения его определяется удоб-
ством обслуживания. При монтаже следует обращать
внимание на качество уплотнения двери и муфт подхо-
дящих и котрольных кабелей.
После монтажа системы охлаждения производят
опробование работы ее электрической схемы при авто-
матическом и местном управлении. Перед опробованием
необходимо проверить мегаомметром напряжением не
свыше 500 В сопротивление изоляции всех электриче-
ских цепей относительно земли и направление вращения
крыльчаток вентиляторов. Сопротивление всех электри-
ческих цепей, включая статорные обмотки электродви-
гателей, должно быть не ниже 0,5 МОм, а крыльчатки
должны вращаться в направлении против часовой стрел-
ки, если смотреть на крыльчатки со стороны электро-
двигателей.
В случае неправильного вращения крыльчатки сле-
дует изменить направление вращения ее двигателя, по-
меняв местами в распределительной коробке два конца
питающего электродвигатель кабеля.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ НА МОЩНЫХ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРАХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110—750 кВ
7.1.	ОБЪЕМ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РАБОТ
В данной главе рассматривается монтаж мощных
силовых трансформаторов (100 МВ-А и более) на на-
пряжение ПО—750 кВ. Такие трансформаторы отлича-
ются большими габаритами и массой самого трансфор-
матора и комплектующих узлов, большим объемом изо-
ляции и масла, оборудуются интенсивной системой
охлаждения с принудительной циркуляцией масла, вво-
дами и переключающими устройствами, рассчитанными
на большие токи и напряжения, герметичной защитой
изоляции и масла от окружающей среды. Эти особенно-
сти вызывают повышенные требования к монтажу таких
трансформаторов.
К месту назначения трансформаторы отправляют
в демонтированном состоянии без масла, с установкой
азотной подпитки или герметично закрытыми- и запол-
ненными маслом до уровня 150—200 мм от крышки.
Транспортировку, разгрузку и хранение их осуществляют
способами, описанными в гл. 2 и 3.
Монтаж этих трансформаторов включает в себя
сложный комплекс такелажных, сборочных и наладоч-
ных работ, которые выполняются в определенной после-
довательности. Поэтому перед монтажом трансформато-
ров рекомендуется составить проект производства работ
(см. § 4.1), подготовить монтажную плошадку, оборудо-
вание, приспособления, материалы и инструмент для
монтажа согласно рекомендациям гл. 4.
Установку комплектующих узлов на баке мощных
трансформаторов можно производить на собственном
фундаменте трансформатора, специальной монтажной
площадке или в башне ТМХ.
Транспортировку собранных трансформаторов на
фундамент осуществляют на собственных каретках по
рельсовым путям (см. § 2.5).
Перед началом и в процессе монтажа производят
оценку состояния изоляции (см. § 3.1 и гл. 11) и опре-
деляют возможность включения трансформатора без
сушки. В случае увлажнения трансформаторов приме-
няют сушку или подсушку их изоляции. Сушку произво-
дят, как правило, до установки комплектующих узлов
способами, описанными в гл. 13, подсушку — после уста-
новки вводов (см. § 12.4).
Монтаж трансформаторов осуществляют без ревизии
активной части.
Для удобства установки комплектующих узлов при-
меняют навесные стеллажи или разборные леса, обору-
дованные надежными настилами с перилами, обеспечи-
вающие безопасное ведение работ. Во многих конструк-
циях трансформаторов на баке имеются специальные
приспособления для закрепления навесных стеллажей.
Для установки высоковольтных вводов вскрывают
заглушки и сливают масло из трансформатора (для
осмотра). Перед заполнением и в процессе заполнения
маслом требуется проведение вакуумной обработки изо-
ляции и масла (см. § 12.1, 12.2). В некоторых новых
конструкциях трансформаторов для установки высоко-
вольтных вводов слив масла из бака не требуется. '
Подготовку к включению встроенных переключаю-
щих устройств осуществляют после вакуумной заливки
трансформатора . маслом, монтаж навесных переключа-
ющих устройств производят как в период разгерметиза-
ции, так и после заполнения бака трансформатора
маслом.
Систему охлаждения монтируют параллельно с под-
готовкой и установкой на бак трансформатора осталь-
ных комплектующих узлов. Подсоединение ее к транс-
форматору и заполнение маслом выполняют после окон-
чательной заливки трансформатора маслом. Допускает-
ся также производить вакуумную заливку системы
охлаждения совместно с баком трансформатора, что
практикуется при монтаже трансформаторов, имеющих
навесную, а в отдельных случаях и выносную систему
охлаждения типа «ДЦ».
После окончания сборочных работ производят пуско-
наладочные испытания, объем и методика проведения
которых приведены в гл. 14. Затем производят ошиновку
трансформатора, подсоединение и опробование защиты.
По завершении сборочных работ оформляют монтажно-
наладочную документацию. Затем испытывают транс-
форматор под номинальным напряжением и вводят
в эксплуатацию (см. гл. 15).
Монтаж трансформаторов напряжением 220 кВ и вы-
ше и мощностью менее 100 МВ-А производят в основ-
ном методами, изложенными в настоящей главе. Однако
такие трансформаторы могут оборудоваться системами
охлаждения типа М и Д и другими комплектующими
узлами, монтаж которых описан в гл. 6.
7.2.	РАЗГЕРМЕТИЗАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ УСТАНОВКИ
КОМПЛЕКТУЮЩИХ УЗЛОВ
Под разгерметизацией подразумевается вскрытие за-
глушек и монтажных люков на баке трансформатора
для установки комплектующих узлов. Различают ча-
стичную разгерметизацию, при которой основные изоля-
ционные детали и узлы активной части находятся в мас-
ле, и полную разгерметизацию, при которой масло слито
из бака.
При разгерметизации выполняют сложные и ответст-
венные работы по установке и подсоединению вводов
и других комплектующих узлов. При этом возникает
повышенная опасность увлажнения, загрязнения и по-
вреждения изоляционных деталей активной части. Наи-
большая опасность ухудшения изоляции возникает при
проведении полной разгерметизации трансформатора.
Непременным условием проведения работ по полной раз-
герметизации является выполнение следующих органи-
зационно-технических мероприятий:
1)	подготовка оборудования для заливки и слива
масла из трансформатора, необходимого количества су-
хого масла для заливки;
2)	подготовка комплектующих узлов и деталей для
установки на трансформатор;
3)	подготовка оборудования, приспособлений, инвен-
таря, инструмента и материалов для производства
работ;
4)	четкая организация работ монтажного персонала;
5)	обеспечение мер против увлажнения изоляции
в период разгерметизации.
Перед разгерметизацией трансформаторов, транс-
портируемых без масла с установкой автоподпитки азо-
том, следует принять меры по удалению азота из бака
трансформатора.
Удаление азота производится одним из следующих
способов:
1)	путем заливки в бак сухого трансформаторного
масла через нижнюю задвижку до полного вытеснения
азота и последующего слива этого масла и заполнения
бака сухим чистым воздухом;
2)	путем вакуумировки бака трансформатора при
остаточном давлении 15—20 кПа с последующим запол-
нением сухим чистым воздухом;
3)	продувкой бака сухим чистым воздухом до дости-
жения кислородосодержания внутри бака не менее 18%.
При разгерметизации трансформаторов, транспорти-
руемых с маслом, слив масла происходит одновременно
с заполнением бака сухим чистым воздухом. Началом
разгерметизации считается: для трансформаторов, зали-
тых маслом,— начало слива масла из бака трансформа-
тора; для трансформаторов, находящихся без масла,—
вскрытие первой заглушки. Окончанием разгерметиза-
ции считается герметизация бака и начало вакуумиров-
ки трансформатора.
В период разгерметизации кроме установки комплек-
тующих узлов производят работы по удалению транс-
портных креплений, бакелитовых цилиндров вводов
(если они установлены в трансформатор на время транс-
портировки) и по подготовке отводов обмоток к под-
соединению. При полной разгерметизации удаляют
остатки масла из бака трансформатора и осматривают
активную часть после транспортирования и разгрузки.
Осмотр производят через люки. Он заключается
в проверке отсутствия повреждения видимых деталей и
узлов активной части трансформатора. При осмотре
проверяют состояние доступных распорных винтов,
фиксирующих положение активной части в баке при
транспортировке. Винты должны быть затянуты до упо-
ра; прокладки, изолирующие активную часть от бака,
должны быть в исправном состоянии. Нарушение изо-
ляции может привести к замыканию отдельных конст-
руктивных деталей трансформатора, образованию кон-
туров и газовыделению в процессе работы трансфор-
матора.
При наличии в трансформаторе встроенного пере-
ключающего устройства в период осмотра проверяют
отсутствие повреждения, работу механизма переключе-
ния и другие работы, предусмотренные в гл. 9.
При работе внутри трансформатора следует соблю-
дать осторожность, так как иногда даже незначительные
повреждения и загрязнения изоляционных деталей или
попадание внутрь посторонних предметов могут стать
причиной развития неполадок при работе трансформато-
ра Во избежание этого необходимо выполнять следую-
щие основные правила:
1)	работы внутри трансформатора должны выпол-
няться квалифицированными и опытными специалистами;
2)	одежда работающих внутри бака специалистов
должна быть чистой и не иметь металлических застежек.
Если имеются карманы, они должны быть очищены от
посторонних предметов;
3)	при работе внутри бака нельзя наступать на изо-
ляционные'детали;
4)	количество применяемых инструментов и приспо-
соблений должно быть подсчитано и проверено до и
после окончания работ.
7.3.	ОБЕСПЕЧЕНИЕ МЕР ПРОТИВ УВЛАЖНЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ
В ПЕРИОД РАЗГЕРМЕТИЗАЦИИ
Изоляция трансформаторов очень гигроскопична и
интенсивно увлажняется в период разгерметизации при
соприкосновении с более влажной окружающей средой.
В настоящее время применяют эффективный способ за-
щиты изоляции трансформаторов в период разгермети-
зации, обеспечивающий сохранность ее от увлажнения
в течение длительного времени, достаточного для полной
сборки трансформатора.
Способ заключается в поддержании в баке необхо-
димой сухости воздуха, окружающего изоляцию. Это
осуществляется путем принудительной подачи в бак
в период разгерметизации глубоко осушенного воздуха,
имеющего точку росы не выше —50°С.
Осушку и подачу в бак воздуха осуществляют специ-
альными установками. Для этих целей применяется
установка типа «Суховей», разработанная и изготовлен-
ная в тресте «Электроюжмонтаж» (г. Харьков) Мин-
энерго СССР, и другие. Принцип работы установки ти-
па «Суховей» основан на пропускании предварительно
сжатого посторонним источником воздуха через влаго-
отделитель (предварительная осушка) и адсорбенты
(окончательная осушка).
Установка типа «Суховей» имеет следующие техни-
ческие данные:
Пропускная способность по сырому воздуху, м3/с . . - 0,08
Точка росы сухого выдаваемого воздуха, °C,
не выше	—50
Давление воздуха на входе в установку, МПа,
не более .	............................ 0,8
Тип адсорбента..........................  .	Цеолит
Температура регенерации адсорбента, °C . .	250—300
Масса адсорбента, кг....................... 500
Потребляемая электроэнергия для регенерации,
кВт-ч.......................................'24
Режим работы............................  .	Продолжительный
Габаритные размеры, мм..................... 1600X1260X1775
Принципиальная схема установки показана на
рис. 7.1. Воздух в установку подается от постороннего
источника, обеспечивающего степень сжатия воздуха
в пределах от 0,6 до 0,8 МПа и расход воздуха через
установку 0,08 м3/с- Воздух поступает во влагомасло-
отделитель, где происходят конденсация и отделение
капельной влаги и масла, затем воздух проходит через
один из адсорберов и фильтр, где осуществляются его
окончательная осушка и очистка от механических при-
месей.
Контроль за работой установки осуществляют по
показаниям контрольно-измерительной аппаратуры (тер-
мометрам и манометрам). Измерение влажности на вы-
ходе из установки производят приборами типа ВИГ-2Н.
На рис. 7.2 показан прибор для измерения точки ро-
сы воздуха, разработанный ПО «Запорожтрансформа-
тор». Испытуемый воздух попадает на полированную
металлическую пластинку и выходит через небольшое
отверстие в смотровом стекле прибора. Во внутреннюю
полость текстолитового корпуса прибора из баллона
подается сухой сжатый углекислый газ, что вызывает
постепенное понижение температуры полированной пла-
стины. Пластину охлаждают до тех пор, пока на ее
полированной поверхности выпадает роса из испытуемо-
го воздуха. Момент выпадения росы определяют визу-
ально по помутнению пластины. Температура пластины
при этом будет соответствовать температуре точки росы
испытуемого воздуха.
Установка «Суховей» может работать в следующих
режимах:
1.	Осушка воздуха одним адсорбером без его нагре-
ва. При этом необходимая степень осушки обеспечива-
ется в течение не менее 10 ч.
Рис. 7.1. Принципиальная схема установки «Суховей».
1(1)—1(3) — заглушка; 2 — влагомаслоотделитель; 3(1), 3(2) — термометры со
шкалой на 160 С; 4(1)—4(3) —- манометр; 5(1)—5(5)—: вентиль запорный типа
Ду-50; 6 — двухходовой край; 7(1), 7(2) — термометры со шкалой на 400°С;
8(1), 8(2) — адсорберы; 9 — воздухоподогреватель; 10 — термометр манометри-
ческий; И — Фильтр; 12 — прибор измерения влажности выходящего воздуха;
/3 — предохранительный клапан: 14— вентиль запорный типа Ду-15.
Положение элементов схемы при различных режимах
работы установки
Рабочий адсор- бер	Режим	Положение элементов схемы					
		6	|	5(2)	|	5(3)	5(4)	5(5)	9
8(1)	/	а—Ь d—c	Закрыт	Открыт	Закрыт	Закрыт	Выключен
	II		Открыт Затем закрыт	Открыт	Закрыт Затем открыт	Закрыт-	Включен
	III		Закрыт	Открыт	Закрыт	Открыт	Включен
8(2)	1	а—d b—c	Закрыт	Закрыт	Закрыт	Открыт	Выключен
	II		Открыт Затем закрыт	Закрыт	Закрыт Затем открыт*	Открыт	Включен
	III		Закрыт	Открыт	Закрыт	Открыт	Включен
* После охлаждения цеолитов до температуры 80°С вентиль 5(2) закрывается, а
®(4) открывается.
Примечание. I—режим осушки одним адсорбером без нагрева выходящего
воздуха;
II—режим осушки одним адсорбером с одновременной подготовкой второго;
III—режим осушки одним адсорбером с нагревом вьосдяцего воздуха.
2.	Осушка воздуха одним адсорбером с одновремен-
ной подготовкой к работе второго адсорбера. Подготов-
ка адсорбера к работе заключается в сушке адсорбента
и последующем охлаждении его до рабочей температу-
ры. Для осушки адсорбента через него пропускают часть
сухого, выходящего из рабочего адсорбера воздуха,
предварительно нагреваемого воздухонагревателем. Пос-
цилиндр; 6 —«
— отверстие для
Рис. 7.2. Прибор для
измерения точки ро-
сы воздуха.
1 — штуцер для ввода
испытываемого воздуха
(газа);	2 — стеклянное
окошко;	3 — полирован-
ная пластина; 4 — шту-
цер для подачи сжатого
углекислого газа; 5~ ла-
тунный
корпус; 7-	_____
выхода углекислого 'га-
за; 8 — термометр; 9 —
ацетон; 10 ~ подача
углекислого газа; 11 —
ввод испытуемого возду-
ха (газа);
испытуемого
13 выход
газа.
12 — выход
воздуха;
углекислого
ле прохождения через влажный адсорбент воздух вы-
брасывается в атмосферу. Для охлаждения адсорбента
отключают воздухонагреватель. Затем режимы работы
первого и второго адсорберов меняются. Последователь-
ное чередование режимов позволяет обеспечить длитель-
ную надежную работу установки.
3.	Осушка воздуха с одновременным его нагревом.
Часть сухого воздуха из рабочего адсорбера нагревает-
ся в воздухонагревателе и поступает на выход установ-
ки. Переключение режимов работы производят вручную
при помощи запорно-регулировочной арматуры.
Для работы установку располагают на ровной пло-
щадке с твердым покрытием вблизи трансформатора.
Установка соединяется с источником сжатого воздуха и
баком трансформатора трубопроводом диаметром 50 мм.
При первоначальном включении установки или после
длительного хранения производят сушку цеолита в од-
ном из адсорберов. Перед началом, а также периоди-
чески в процессе работы измеряют температуру точки
росы выходящего воздуха. При ухудшении степени осуш-
ки выходящего воздуха адсорберы переключают. После
отключения установки необходимо ее загерметизировать.
Подавая от установки сухой воздух в бак трансфор-
матора, приступают к разгерметизации. Для сохранения
низких значений относительной влажности воздуха в ба-
ке следует ограничить по возможности количество от-
крытых одновременно заглушек и люков, не допускать
«сквозняков» в баке. При прекращении работ осущест-
вляют герметизацию бака и создают в баке избыточное
давление 10—30 кПа сухим воздухом с температурой
точки росы не выше —50°С.
Если по каким-либо причинам необходимо прервать
работу и продлить ее в последующие дни, поступают
следующим образом. Герметизируют трансформатор, от-
крывают краны и воздухоспускные пробки в верхней
части бака и на установленных комплектующих узлах
при помощи установки продувают бак сухим воздухом
до получения значения точки росы выходящего из про-
бок и кранов воздуха не выше —45°С. После этого за-
крывают и уплотняют пробки и краны, а в баке создают
давление сухого воздуха 10—30 кПа. Последующую раз-
герметизацию трансформатора производят, как описано
выше.
При применении этого способа за начало разгерме-
тизации принимают вскрытие любой заглушки, за окон-
чание— полную герметизацию и заполнение бака сухим
воздухом либо начало вакуумировки. Обшее время раз-
герметизации не должно превышать более 100 ч.
Этот способ защиты изоляции от увлажнения имеет
следующие преимущества:
1.	Обеспечивает более эффективную защиту изоля-
ции от увлажнения.
2.	Позволяет производить разгерметизацию транс-
форматоров в несколько приемов, что дает возможность
полностью собрать трансформатор (включая систему
охлаждения) перед его заполнением маслом.
3.	Не требует предварительного нагрева трансфор-
Рис. 7.3. Изменение относительной влажности воздуха в баке транс-
форматора в процессе разгерметизации.
1—кривая изменения относительной влажности воздуха в баке трансфор-
матора типа ТДЦ-400000/330, предварительно прогретом до +50°С: 2 — кривая
изменения относительной влажности воздуха в баке трансформатора типа
АОДЦТН-333000/750 при использовании установки типа «Суховей»; А — на-
чало разгерметизации бака для установки ввода 750 кВ: Б — после установ-
ки ввода 750 кВ на уплотняющие прокладки; В — начало разгерметизации
бака для установки ввода 330 кВ; Г — после установки ввода 330 кВ на
уплотняющие прокладки.
Как наглядный пример эффективности данного спо-
соба защиты изоляции от увлажнения, на рис. 7.3 по-
казано изменение относительной влажности воздуха
в баке разгерметизированного трансформатора серии
ТДЦ-400000/330, который перед разгерметизацией был
прогрет до температуры +50°С, при температуре окру-
жающего воздуха +2°С и относительной его влажности
81% (кривая /) и в баке трансформатора серии
АОДЦТН-333000/750, в который в период разгерметиза-
ции подавался сухой воздух с точкой росы —60°С, при
температуре окружающего воздуха’0°С и относительной
его влажности 80% (кривая 2).
Допускается для трансформаторов ПО—330 кВ мощ-
ностью менее 400 МВ-А в случае отсутствия воздухоосу-
шительной установки работы по разгерметизации произ-
водить без подачи в бак сухого воздуха. В таком случае
окружающий воздух проникает в бак трансформатора,
что вызывает частичное увлажнение изоляции. Поэтому
в этом случае для предотвращения значительного
увлажнения изоляции необходимо все работы, связан-
ные с разгерметизацией, производить в возможно более
сжатые сроки.
Для предотвращения конденсации влаги на изоляции
температура активной части при разгерметизации долж-
на быть не менее + 10°С и превышать точку росы окру-
жающего воздуха в течение всего периода разгермети-
зации не менее чем на 10°С при полной разгерметизации
и не менее чем на 5°С — при частичной. Относительная
влажность окружающей среды не должна превышать
85%, продолжительность полной разгерметизации при
таких условиях не должна превышать 16 ч, частичной —
20 ч. Не допускается производить разгерметизацию
трансформаторов при относительной влажности окру-
жающей среды более 85%.
Для разгерметизации необходимо выбирать сухую и
ясную погоду и принимать специальные меры по поддер-
жанию низкой влажности окружающего изоляцию
трансформатора воздуха внутри бака. Если естественные
условия окружающей среды не обеспечивают этих тре-
бований, то перед полной разгерметизацией трансфор-
матор следует прогреть. Прогрев трансформаторов
перед разгерметизацией замедляет процесс увлажнения
их изоляции, так как, нагреваясь от нагретой активной
части, поступающий в бак холодный воздух из окружа-
ющей среды существенно уменьшает свою относитель-
ную влажность. Нагрев изоляции перед разгерметизацией
осуществляется одним из следующих способов: цирку-
ляцией масла в баке трансформатора через маслоподо-
греватель; при помощи индукционных обмоток, наматы-
ваемых на бак трансформатора; с помощью электропе-
чей, устанавливаемых под дно бака трансформатора.
Способ нагрева при помощи индукционных обмоток
трудоемкий, применяется в основном при сушке и ред-
ко— для нагрева трансформатора перед разгерметиза-
цией. Этот способ нагрева описан в § 13.2. Прогрев
трансформаторов электрическими печами также не на-
ходит широкого применения, главным образом из-за
малой его эффективности и повышенной пожароопас-
ности.
Наиболее часто применяется способ нагрева изоля-
ции путем создания циркуляции масла в баке трансфор-
матора через маслоподогреватели. При помощи масло-
насоса масло, залитое в трансформатор до уровня 100—
150 мм ниже уровня крышки, подается через нижний
кран на баке в маслоподогреватель, где нагревается до
температуры не более 80°С, а затем через верхний кран
возвращается обратно в бак. Циркуляцию масла через
подогреватель продолжают до достижения температуры
масла в баке +50ч--{-60оС. К недостаткам этого способа
следует отнести необходимость заливки и последующего
слива для разгерметизации большого количества масла.
Температуру активной части определяют любым тер-
мометром (кроме ртутного), установленным на верхнем
ярме магнитопровода. Для трансформаторов, не подвер-
гавшихся нагреву, допускается температуру активной
части определять по температуре масла.
7.4.	УСТАНОВКА ВВОДОВ И ВСТРОЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ТОКА
а] Монтаж установок встроенных трансформаторов тока
Проверенные и испытанные установки трансформато-
ров тока до начала разгерметизации необходимо распо-
ложить на монтажной площадке в местах, удобных для
их подъема и закрепления на баке трансформатора.
На рис. 7.4 показана смонтированная на баке транс-
форматора установка трансформаторов тока на напря-
жение 500—750 кВ. Монтаж таких установок осущест-
вляют следующим образом. На монтажной площадке
сливают масло из установки и демонтируют транспорт-
ные заглушки. Изоляционные цилиндры в сборе устанав-
ливают вертикально на деревянную подставку. Затем
установку трансформаторов тока поднимают краном и,
осторожно опуская установку на цилиндры, крепят по-
следние к подсоединительному фланцу.
Цилиндры вводов 500—750 кВ состоят из нескольких
вставленных друг в друга бакелитовых цилиндров раз-
личного диаметра. В нижней части цилиндра имеется
срез для прохода отвода от обмотки. Цилиндры крепят
к подсоединительным фланцам кожуха трансформато-
ров тока при помощи уголков или промежуточных флан-
цев. При закреплении цилиндра нужно обратить внима-
ние на правильное расположение среза в цилиндре по
отношению к обмотке.
После закрепления цилиндров создают требуемый
для монтажа угол наклона установки трансформаторов
тока путем изменения схемы ее стропления. При на-
клонной строповке необходимо следить за тем, чтобы
расположенные на крышке кожуха патрубок для под-
соединения к газовому реле и пробка для выпуска воз-
духа после монтажа установки на баке трансформатора
заняли крайнее верхнее положение.
На подсоединительном фланце бака трансформатора
закрепляют уплотняющую резиновую прокладку. После
Рис. 7.4. Монтаж встроенных трансформаторов тока на напряже-
ние 500 кВ.
1 — кожух; 2 — патрубок; 3 — отвод обмотки; 4 — фланец внутри кожуха; 5 —
уголок; 6 — бакелитовый цилиндр; 7—бак трансформатора.
этого при помощи крана заводят цилиндр ввода в бак
трансформатора до опускания установки трансформато-
ров тока на уплотняющую прокладку подсоединительно-
го фланца трансформатора. При обращении с бакелито-
выми цилиндрами следует соблюдать осторожность и не
допускать касании твердых предметов, так как цилиндр
ры можно легко повредить.
После монтажа и закрепления установки на баке
трансформатора необходимо вытянуть гибкий отвод об-
мотки и закрепить его к верхнему фланцу кожуха.
Монтаж установок трансформаторов тока на напря-
жение 110—330 кВ производится аналогично. Перед
установкой на бак трансформатора к ним крепят ци-
линдры вводов НО—330 кВ, которые в отличие от ци-
линдров вводов 500—750 кВ состоят из одного бакели-
тового цилиндра.
Для обеспечения сохранности цилиндров и изоля-
ционных элементов активной части установку цилинд-
ров вводов 220—750 кВ производят при полностью сли-
том масле. Допускается монтаж цилиндров 220—330 кВ
без слива масла из трансформатора, при этом после
монтажа необходимо слить масло из бака трансформа-
тора и проверить правильность установки.
После установки цилиндров контролируют изоля-
ционные расстояния от цилиндров до элементов актив-
ной части, руководствуясь указаниями документации
завода-изготовителя. В случае отсутствия специальных
указаний изоляционные расстояния от цилиндров до
обмотки изоляционной перегородки должны быть не ме-
нее 20 мм для классов напряжения НО—500 кВ и
30 мм — для класса напряжения 750 кВ.
В некоторых трансформаторах цилиндры вводов
ПО—750 кВ закрепляются на активной части в процес-
се изготовления трансформатора.
Установки трансформаторов тока 6—35 кВ могут
монтироваться на баке трансформатора совместно
с предварительно закрепленными на них вводами.
В этих случаях подсоединение токоведущих шпилек
вводов к отводам обмоток производится после монтажа
установок трансформаторов тока (через имеющиеся на
баке трансформатора люки).
6)	Монтаж вводов НН
При монтаже разборных вводов 6—35 кВ на номи-
нальные токи до 5000 А (см. рис. 4.1) обычно в начале
монтажа, установок трансформаторов тока к отводам
обмотки подсоединяют токоведущие шпильки вводов.
Затем устанавливают и уплотняют изоляторы вводов,
как описано в § 6.4.
Наряду с обычными разборными вводами для вывода
отводов обмоток НН в мощных трансформаторах при-
меняют вводы типов ПНТУ-20/8000 и ПНТУ-20/14000. Та-
кие вводы имеют разъемную конструкцию (рис. 7.5,а—в)
и состоят из фарфорового изолятора, токоведущей тру-
бы, верхнего экрана и деталей закрепления и уплотне-
Рис. 7.5. Монтаж вводов типа ПНТУ-20/14000.
а — ввод в сборе; Ъ — раскладка отводов; е — пластина крепления; 1 — фар-
форовый изолятор; 2 — экран; 3 — стягивающее кольцо; 4 — уплотняющий
болт; 5 — стягивающий болт; 6 — контактная лопатка; 7 — пробка выпуска
воздуха; 8 — токоведущая труба.
ния токоведущей трубы. Токоведущая труба изготовлена
из меди. Она имеет на торцах контактные лопатки с от-
верстиями для подсоединения к внешнему токопроводу
и отводам обметки НН. Токоведущая труба вводов типа
ПНТУ-20/14000 имеет по 12 контактных лопаток, а вво-
дов ПНТУ-20/8000 —по 6. В верхней части трубы име-
ется отверстие и установлена пробка для выпуска
воздуха из полости ввода при заполнении его маслом.
Масса ввода типа ПНТУ-20/14000— 206 кг, а ввода
типа ПНТУ-20/8000 — 128 кг.
Вводы транспортируют собранными в специальной
упаковке. Перед установкой их очищают от пыли и гря-
зи. В случае необходимости очистки внутренних частей
производят разборку ввода. Разборку вводов осущест-
вляют в следующей последовательности. Снимают экран,
отворачивают по периметру уплотняющие болты, а за-
тем снимают стягивающее кольцо и поочередно осталь-
ные детали и фарфоровый изолятор. Для снятия кольца
необходимо вначале отвернуть стягивающие его болты,
установить в образовавшуюся прорезь металлическую
пластину, а затем, завернув стягивающие болты, растя-
нуть кольцо так, чтобы был достаточный проход через
наплыв в токоведущей трубе. Сборку их осуществляют
в обратной последовательности.
После испытания напряжением (см. § 4.2) вводы
устанавливают на кожухе трансформаторов тока.
Подъем вводов осуществляют подъемным механиз-
мом за два противоположных отверстия в верхних кон-
тактных лопатках. В случае необходимости наклонной
установки ввода' подъем производят с помощью троса
или пенькового каната, зачаливая их «удавкой» за соот-
ветствующую юбку изолятора. Под трос необходимо
подложить мягкую прокладку. При установке вводов не
следует ставить их на торцевые части, так как можно
повредить контактные лопатки. Если ввод располагается
на баке под углом к вертикали, необходимо проследить,
чтобы пробка для выпуска воздуха находилась в край-
нем верхнем положении.
От обмотки выходит пучок отводов, которые подсо-
единяют к контактным лопаткам ввода. Каждый отвод
имеет маркированную цифрами контактную пластину.
Маркировка указывает, в какой последовательности по
окружности должны располагаться отводы при подсо-
единении их к контактным лопаткам ввода. На время
транспортировки отводы связывают в пучок и закреп-
ляют на активной части.
Болтовое соединение контактных лопаток вводов и
ластин отводов осуществляют 'при помощи специаль-
ных подсоединительных пластин, изображенных на
рис. 7.5.
в)	Монтаж маслоподпорных вводов
В некоторых типах трансформаторов применяют мас-
лоподпорные вводы, конструкция которых описана
в § 4.2. Испытанные вводы перед началом мотажа
устанавливают в стойках или в транспортной упаковке
на монтажной площадке вблизи трансформатора. Непо-
средственно перед установкой их на трансформатор сли-
вают масло и удаляют кожух (см. рис. 4.2). Для впуска
воздуха в полость ввода снимают экран и отворачивают
воздухоспускную пробку.
Монтаж маслоподпорных вводов на трансформаторе
производят так же, как и вводов ПО кВ (см. § 6.4). При
монтаже нельзя допускать длительного нахождения этих
вводов со снятым защитным кожухом, а также необхо-
димо следить за тем, чтобы не повредить нижнюю часть
ввода.
Установленный на трансформатор ввод заполняют
маслом 'одновременно с заполнением трансформатора.
Выпуск воздуха из полости ввода при заполнении мас-
лом осуществляют через воздухоспускную пробку. Пос-
ле появления масла в отверстии его закрывают пробкой
и надежно уплотняют.
г)	Монтаж вводов 110—330 кВ
Установка вводов на напряжение 110 кВ описана
в § 6.4. Вводы 220—330 кВ в отличие от вводов НО кВ
имеют значительно большие габаритные размеры и мас-
су (см. приложение VI). Перед монтажом на трансфор-
матор испытанные и проверенные вводы выставляют
в специальных стойках на монтажной площадке в ме-
стах, позволяющих осуществить их установку имеющим-
ся крановым механизмом. Рисунок 7.6,а поясняет вы-
полнение основных монтажных операций при установке
вводов. Для монтажа вводов обычно применяют авто-
краны грузоподъемностью 5 т с удлиненной стрелой
(примерно 12—13 м) или краны на гусеничном ходу.
Вводы поднимают за расположенные на опорном
фланце две подъемные скобы. Во избежание опрокиды-
вания верхнюю часть ввода крепят к подъемным стро-
пам при помощи веревки.
Большинство трансформаторов имеет наклонную
установку вводов 220—330 кВ. При этом при строповке
верхнюю часть ввода крепят к стропам таким образом,
Рис. 7.6. Установка вводов 220—330 кВ.
а — последовательность выполнения операций при монтаже герметичного вво-
да; б — расположение маслоуказателя иегерметичного ввода при наклонной
установке; / — бак давления; 2 — наконечник; 3 — строп; 4 — веревка; 5 —
монтажный болт; 6 — канат для протяжки наконечника; 7 — маслоуказатель;
8 — манометр; 9 — изолированная часть отвода обмотки; 10— экран; 11— ба-
келитовый цилиндр ввода; 12—неизолированная часть отвода обмотки.
чтобы обеспечить получение нужного угла наклона вво-
да после его подъема. При наклонной строповке следует
проследить за положением имеющихся на опорном флан-
це патрубка для подсоединения к газовому реле и проб-
ки для выпуска воздуха, а во вводах негерметичной
конструкции — также за положением указателя уровня
масла во вводе.
После установки вводов на трансформатор патрубок
и пробка должны быть расположены на опорном фланце
в крайнем верхнем положении, а стекло указателя уров-
ня масла в плоскости, перпендикулярной плоскости на-
клона (рис. 7.6,6).
Для протяжки токоведущего кабеля через трубу вво-
да пропускают пеньковый канат, на конце которого за-
креплен монтажный болт с резьбой. Второй конец ка-
ната пропускают через блок, который предварительно
закрепляют на крюке или стреле крана.
Бачки давления вводов герметичной конструкции при
подъеме привязывают стропами или веревками к опор-
ному фланцу ввода. При этом медную трубку, соединя-
ющую полости ввода и бачка давления, необходимо
осторожно размотать, а краны на вводе и бачке давле-
ния временно перекрыть. После строповки ввод выводят
из стойки и закрепляют в нижней его части экран.
Экран должен быть целым и не иметь повреждений изо-
ляционного покрытия.
Токоведущий отвод обмотки трансформатора имеет
изолированную (от обмотки до входа в трубу ввода) и
неизолированную части. Неизолированная часть отвода
представляет собой медный гибкий кабель, в конце ко-
торого впаян наконечник. В теле наконечника просвер-
лено отверстие для вворачивания монтажного болта. На
время транспортировки гибкая часть отвода сворачива-
ется и закрепляется на активной части трансформатора.
На баке трансформатора вводы закрепляют на флан-
цах предварительно установленных кожухов трансфор-
маторов тока или переходных патрубков.
После закрепления экрана ввод располагают над
установочным отверстием трансформатора. Бачок давле-
ния устанавливают на баке. Затем в тело кабельного
наконечника ввода вворачивают монтажный болт и
контргайкой надежно фиксируют от проворачивания.
После этого вставляют наконечник в центральную трубу
ввода и, натягивая канат, протягивают его до полного
распрямления отвода. Протяжку наконечника с отводом
осуществляют вручную или при помощи ручной лебед-
ки. Затем постепенно заводят нижнюю часть ввода
внутрь трансформатора до установки опорного фланца
ввода на уплотняющую прокладку подсоединительного
фланца на баке трансформатора. Одновременно по мере
опускания ввода при помощи канатика поддерживают
натяжение отвода. При опускании ввода в бак через
смотровые люки производят наблюдение за перемеще-
нием ввода и натяжением отвода. После опускания вво-
да на уплотняющие прокладки необходимо проверить
правильность расположения его нижней части в баке и
заход отвода в экран и трубу ввода. Экран ввода дол-
жен располагаться по оси бакелитового цилиндра,
а расстояние между экраном и изоляцией трансформа-
тора, а также между экраном и цилиндром должно быть
не менее 20 мм. Закрепление и уплотнение кабельного
наконечника производят так же, как и на вводах ПО кВ
(см. § 6.4). После монтажа ввода необходимо устано-
вить и закрепить бачок давления на баке трансформа-
тора, открыть краны, соединяющие полости бачка
и ввода, и проверить по манометру давление во
вводе.
Для удобства контроля за давлением во вводах в пе-
риод эксплуатации трансформаторов рекомендуется
устанавливать манометры на отдельных фундаментах
или металлоконструкциях, располагаемых вблизи транс-
форматора. В этом случае при контроле давления во
вводе необходимо учитывать уровень установки мано-
метра.
д)	Монтаж вводов 400—750 кВ
Вводы переменного напряжения 750 кВ выполняют
только с протяжной конструкцией подсоединения к от-
водам обмотки. Вводы переменного напряжения 500 кВ
выполняют как с протяжной, так и непротяжной конст-
рукциями подсоединения к отводам обмоток.
Габаритные размеры и массы применяемых вводов
приведены в приложении VI. Высота крюка подъемного
устройства над уровнем установки трансформатора
должна быть достаточной для подъема и установки
вводов 500—750 кВ и составлять соответственно не ме-
нее 18—20 м.
Рис. 7.7. Установка протяжных вводов на напряжение 500—750 кВ.
N3»
установка ввода; б — уплотнение кабельного наконечника; 1 — траверса;
трос; 3 — веревка; 4 — винтовые стяжки; 5 — бачок давления; 6 — верхняя
часть кабельного наконечника; 7 — ннжняя часть кабельного наконечника;
° — контргайка.
Проверенные и испытанные вводы перед монтажом
на трансформатор устанавливают на монтажной пло-
щадке в стойках.
Подъем вводов осуществляют за четыре подъемные
скобы на опорном фланце (рис. 7.7,а). Для строповки
вводов рекомендуется применять траверсу с четырьмя
стальными тросами. При наклонной установке вводов
трос подсоединяют к подъемным скобам на фланце че-
рез винтовые стяжки, позволяющие создать необходи-
мый угол наклона.
Установку вводов протяжной конструкции на напря-
жение 220—330 и 500—750 кВ производят аналогично.
При этом после установки ввода 500—750 кВ расстоя-
ние между его экраном и изоляцией обмотки должно
быть не менее 30 мм.
В мощных трансформаторах кабельные наконечники
отводов 500—750 кВ выполняют из двух вкручиваемых
друг в друга частей, позволяющих регулировать длину
отвода при установке вводов в пределах 100 мм
(рис. 7.7,6). Для изменения длины отвода необходимо
вывернуть верхнюю составную часть наконечника и на-
дежно затянуть контргайку. Закрепление и уплотнение
наконечника во вводе
дах НО—330 кВ.
производят так же, как и во вво-
Для установки протяжных
вводов без слива масла из ба-
ка трансформатора разрабо-
тана специальная конструк-
ция отводов. Отводы от об-
моток выполняют из двух ча-
стей (рис. 7.8). Первая часть
от обмотки до уровня крышки
бака сделана из жесткого ла-
тунного или медного прутка.
Со стороны обмотки до
входа в трубу ввода на нем
Рис. 7.8. Отвод обмоток напряже-
нием 500—750 кВ.
I — кабельный наконечник; 2 — гибкая
часть отвода; 3 —4 контактный наконечник;
4—контактная лопатка; 5 —жесткая часть
отвода; 6 — точеный конус; 7 — экран вво-
да; 8 — изолированная часть отвода; 9—
обмотки.
наложена изоляция, а с другой стороны имеется кон-
тактная- лопатка для подсоединения ко второй со-
ставной части отвода. В месте окончания изоляции на
прутке имеется конус, предназначенный для центров-
ки отвода в трубе ввода. На время транспортиров-
ки жесткую часть отвода дополнительно раскрепляют.
Вторая часть отвода выполнена из гибкого неизо-
лированного кабеля, концы которого впаяны в наконеч-
Рис. 7.9. Подсоединение вводов 500 кВ непротяжной конструкции.
1 —экран ввода; 2 — изолированная часть отвода; 3 — гибкая часть отвода;
4 — крышка; 5 — контактная шпилька ввода; 6 — контактная пластина отвода.
ники. С одной стороны впаивают наконечник для сочле-
нения с лопаткой жесткой части отвода, а с другой —
кабельный наконечник для закрепления и уплотнения
отвода во вводе. Гибкую часть отвода транспортируют
отдельно. Перед установкой вводов производят сочлене-
ние частей отвода болтами. После установки вводов
проверяют заход изолированной части отвода в экран
ввода.
При монтаже вводов 500 кВ непротяжной конструк-
ции установку экрана и подсоединение отводов обмотки
производят внутри бака (рис. 7.9). На изолированном
отводе обмотки припаяна контактная пластина, подсо-
единяемая к контактной шпильке ввода. Экран ввода
имеет два отверстия: сбоку — для пропускания отвода
обмотки и снизу — для закрепления экрана и кабельног©
наконечника на вводе.
Для облегчения работы внутри бака рекомендуется
перед опусканием ввода произвести контрольную сбор-
ку экрана и деталей крепления кабельного наконечника.
Установку вводов производят в следующей последо-
вательности:
1.	Через люк подают экран ввода внутрь трансфор-
матора и пропускают через боковое отверстие отвод
•обмотки. Кабельный наконечник необходимо располо-
Рис. 7.10. Установка вводов по-
стоянного тока на напряжение
400—750 кВ.
1 — фланец ввода; 2 — фланец полуци-
линдра; 3 — полуцилиндр; 4 — подъем-
ная бобышка; 5 — хомут; 6 —тросик
протяжки отвода; 7— блочок; 8 — упор;
9 — ограничительный трос; 10 — винто-
вая растяжка; 11 — траверса; 12 — по-
лиспаст; 13 — подъемный трос; 14 —
ферма приспособления; 15 — основной
полуцилиндр.
зать на расстояние более 25
ран изоляции, если она меша
жить в экране, как пока-
зано на рис. 7.9.
2.	Плавно заводят
нижнюю часть ввода
внутрь трансформатора,
устанавливают и закреп-
ляют на ней экран. Ка-
бельный наконечник от-
вода надевают на кон-
тактную шпильку, окон-
чательно опускают ввод
и уплотняют фланцы.
3.	Проверяют положе-
ние отвода обмотки, на-
дежно затягивают ка-
бельный наконечник и ус-
танавливают контргай-
ку. Нижнее отверстие за-
крывают крышкой. Изо-
лированная часть отвода
должна свободно захо-
дить в экран на расстоя-
ние не менее 25 мм. При
меньшем заходе необхо-
димо доизолйровать от-
вод сухой лакотканью в
«полуперекрышку» на
необходимую длину. Тол-
щина слоя накладывае-
мой изоляции должна
быть не меньше, чем на
изолированном участке
отвода. Допускается сре-
мм часть заходящей в эк-
гт установке и подсоедине-
нию вводов.
Установку вводов постоянного тока напряжением
400—750 кВ производят с использованием специального
приспособления (рис. 7.10),
Приспособление представляет собой металлическую
ферму, к которой крепится устанавливаемый ввод при
помощи двух полуцилиндров и металлических хомутов.
В верхней части фермы имеются приспособления для
создания наклона ввода и протягивания токоведущего
кабеля через трубу ввода.
Применение приспособления вызвано большой мас-
сой и длиной ввода, значительным смещением центра
тяжести ввода вверх от подсоединительного фланца,
значительной массой протяжной части отвода, которая
достигает 150—250 кг. Приспособление монтируют на
выставленном в стойке и подготовленном к установке
вводе при помощи крана. При этом из фланца ввода
выкручивают подъемные кольца и при помощи болтов
прикрепляют к нему в этом месте фланцы полуцилинд-
ров, которые затем соединяют между собой. Верхнюю
фарфоровую покрышку ввода при помощи хомутов при-
крепляют к ферме.
За имеющиеся на приспособлении подъемные устрой-
ства ввод стропят к траверсе, закрепленной на кране.
Между траверсой и подъемным приспособлением закреп-
ляют полиспаст и ограничительный трос, длина которого
рассчитана на возможность создания определенного
угла наклона ввода. Затем ввод вынимают из стойки и
при помощи полиспаста выводят его в наклонное поло-
жение до натяжения ограничительного троса. В таком
положении ввод устанавливают на трансформатор,
протягивая через трубу гибкий отвод ручной лебедкой
при помощи пропущенного через блочок специального
троса.
Изоляционные расстояния от экрана ввода до обмо-
ток, изоляционных перегородок, а также до изоляцион-
ных цилиндров должны быть не менее указанных в до-
кументации завода-изготовителя. В случае отсутствия
специальных указаний эти расстояния должны быть не
менее 30 мм — для вводов 500 кВ и 50 мм — для вводов
750 кВ.
е] Монтаж вводов напряжением 110—500 кВ
Для высоковольтного кабельного подключения трансформаторов
Для кабельного подключения трансформаторов при-
меняют маслонаполненные вводы вертикального, на-
клонного, а также горизонтального исполнения.
В новых конструкциях трансформаторов применяют
главным образом герметичные вводы вертикального и
наклонного исполнения. Такие вводы монтируют анало-
гично обычным вводам соответствующего класса напря-
жения (рис. 7.11).
Кабельный ввод высоковольтного кабеля устанавли-
вают и закрепляют в герметичном кожухе, смонтирован-
Рис. 7.11. Установка высоковольтного ввода 500 кВ для кабельного
подключения трансформатора.
1 — расширитель кожуха; 2 — кабельный ввод; 3 — кожух кабельного ввода;
4 — бакелитовый цилиндр; 5 — ввод 500 кВ; 6— бачок давления; 7 — вывод
конденсаторной обкладки ввода.
ном на баке трансформатора. В этом же кожухе разме-
щают после монтажа ввод трансформатора. Токоведу-
щие шпильки вводов соединены перемычкой. Изоляцией
служат трансформаторное масло, залитое в кожух, и
бакелитовые цилиндры, установленные на вводах.
При монтаже кожуха и заполнении его маслом необ-
ходимо руководствоваться требованиями к монтажу
кабельного ввода.
7.5. МОНТАЖ РАСШИРИТЕЛЯ, ВЫХЛОПНОЙ ТРУБЫ,
ОТСЕЧНЫХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ, АППАРАТУРЫ
И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ
Расширитель перед установкой на трансформатор
промывают и испытывают на герметичность. После это-
го на нем устанавливают маслоуказатель и другие ком-
плектуЮЩие узлы й детали. Для расширителей с сили-
кагелевыми воздухоосушителями эти работы производят
так же, как описано в § 6.4.
Расширители мощных трансформаторов оборудуют
отсечными клапанами, устанавливаемыми на патрубке,
предназначенном для подсоединения расширителя к ба-
ку трансформатора. Отсечной клапан обеспечивает авто-
матическое перекрытие маслопровода расширитель —
бак в случае отключения трансформатора защитами для
Рис. 7.12. Установка отсечного клапана.
а — устройство отсечного клапана; б — электрическая схема; 1 — корпус; 2 —
клапан; 3 — тяга; 4 — пружина; 5 — вывод; 6 — плита; 7 — кожух; 8 — пробка;
9 — кнопка; 10 — диск; 11 — стакан; 12 — вилка; 13 — электромагнит.
предотвращения утечки масла при повреждении транс-
форматора. Клапан может быть также перекрыт вруч-
ную, что бывает необходимо при монтажных и ремонт-
ных работах.
Отсечной клапан состоит из корпуса (рис. 7.12,а), на
котором имеются два патрубка для подсоединения его
к патрубкам расширителя и маслопровода к баку транс-
форматора, а также фланец для подсоединения с пли-
той. Внутри корпуса расположен клапан с пружиной.
На плите размещены электромагнит, кнопка, четыре
вывода и кожух. На якоре электромагнита закреплена
вилка, удерживающая клапан в открытом (рабочем)
положении. На кожухе установлен стакан с крючком,
служащим для ручного взвода клапана, и имеется проб-
ка для слива масла из клапана. На тяге закреплен
диск, который при срабатывании клапана нажимает на
кнопку и разрывает электрическую цепь магнита.
При подаче напряжения на обмотку электромагнита
его якорь втягивается и выводит из зацепления вилку
с тягой. Под действием пружины клапан плотно закры-
вает отверстие патрубка. При этом одновременно диск
нажимает на кнопку, которая отключает питание элек-
тромагнита и включает сигналы (звуковой и световой),
указывающие на срабатывание клапана.
Технические данные отсечного клапана:
Напряжение питания	электромагнита, В.....................220
Пусковая мощность	электромагнита, Вт.....................760
Максимальный суммарный ток звуковой и световой сигнализа-
ции, А .	  6
Масса, кг .............................................. .32
Клапаны отправляют в упаковочных ящиках со-
вместно с другими деталями трансформатора. Патрубки
их закрывают заглушками. Перед установкой на патру-
бок расширителя необходимо снять заглушки и прове-
рить, в каком положении находится клапан. Для вывода
клапана в положение Открыто следует снять стакан,
вставить крючок стакана в овальное отверстие на тяге
и резко потянуть на себя до упора. При этом якорь элек-
тромагнита под действием собственного веса и пружины
опустится вниз, вилка зайдет в кольцевой паз на тяге
и зафиксирует положение клапана. Подготовленный рас-
ширитель поднимают краном, устанавливают и закреп-
ляют на баке трансформатора.
В некоторых мощных трансформаторах расширители
устанавливают и закрепляют на отдельных фундамен-
тах. В этом случае перед их монтажом необходимо убе-
диться в соответствии установочных размеров под рас-
ширитель по отношению к баку трансформатора.
Особенности монтажа расширителей трансформато-
ров, оборудованных герметичными видами защит масла,
описаны в § 10.1 и 10.2.
Перед заполнением расширителя маслом необходимо
смонтировать систему газоотвода, газовое реле, выхлоп-
ную трубу либо предохранительный клапан.
Патрубки системы газоотвода перед монтажом необ-
ходимо очистить от грязи и промыть сухим маслом.
Сочленение патрубков при монтаже производят в соот-
ветствии с их маркировкой. При монтаже патрубков не-
обходимо следить, чтобы система газоотвода имела
подъем в сторону газового реле не менее 2%.
Монтаж газового реле производят аналогично опи-
санному в § 6.4. Некоторые газовые реле, устанавли-
ваемые на мощных трансформаторах, например типа
BF производства ГДР, комплектуют устройствами отбо-
Рис. 7.13. Монтаж устройства для отбора газа из газового реле.
а — монтаж устройства; б — отбор газа; 1 — гайка со штуцером; 2 — заглуш-
ка; 3 —игольчатый кран; 4—нажимная гайка; 5—медная прокладка; 6 —
медная трубка; 7 — отборный краник реле; 8 — шланг; 9 — стеклянная труб-
ка; ю — резиновый резервуар.
ра газа с уровня установки трансформатора. Устройство
состоит из медного трубопровода, подсоединенного к га-
зоотборному крану газового реле. К трубопроводу под-
соединен запорный игольчатый вентиль, закрепленный
внизу на баке трансформатора на уровне отбора газа
(рис. 7.13,а). Подсоединение устройства производят пос-
ле установки и заполнения маслом газового реле. При
работе трансформатора трубопровод должен быть за-
полнен маслом, а выходное отверстие вентиля закрыто
специальной прокладкой.
Для отбора газа из реле снимают заглушающую про-
кладку из игольчатого вентиля и подсоединяют к его
штуцеру резиновую емкость со стеклянной трубкой (рис.
7.13,6). Перед подсоединением из резиновой емкости
удаляют воздух. Для этого емкость заполняют сухим
трансформаторным маслом, затем сворачивают, выдав-
ливая это масло, и в таком виде емкость подсоединяют
к штуцеру игольчатого вентиля. Открывают игольчатый
вентиль, сливают в резиновую емкость находящееся
в трубопроводе отборного устройства масло, затем в ем-
кость поступает газ, скопившийся в газовом реле. Кон-
троль за поступлением газа осуществляют через стек-
лянную трубку. После отбора газа снова закрывают и
уплотняют игольчатый вентиль.
Перед монтажом выхлопной трубы очищают и про-
мывают ее внутреннюю поверхность, затем устанавлива-
ют и уплотняют стеклянную мембрану. После этого вы-
хлопную трубу заполняют маслом и проверяют ее масло-
плотность и качество уплотнения стеклянной мембраны.
Выполнение этих работ описано в § 6.4. Подготовленную
выхлопную трубу при помощи крана устанавливают и
уплотняют на подсоединительном фланце бака транс-
форматора, надмасляную полость трубы соединяют па-
трубком с надмасляной полостью расширителя.
Предохранительные трубы мощных трансформаторов
оборудуют патрубками для направленного сброса мас-
ла. Монтаж их осуществляют после установки выхлоп-
ной трубы.
Во многих конструкциях мощных силовых трансфор-
маторов для предотвращения разрушения бака при
внутренних повреждениях вместо выхлопной трубы при-
меняют предохранительные клапаны. Их устанавливают
на фланцах, расположенных с противоположных сторон
крышки или стенки бака. Как правило, устанавливаются
два предохранительных клапана.
Предохранительный клапан (рис. 7.14) состоит из
запорного механизма, помещенного в литой корпус,
уплотняющей манжеты и патрубка с фланцем, при по-
мощи которого он соединяется с баком трансформатора.
Запорный механизм состоит из диска и системы рычагов
и пружин. Масса одного предохранительного клапана
54 кг.
Ё закрытом положений клапана дйск через систему
рычагов плотно прижимается пружинами к резиновой
манжете, что обеспечивает герметичйость бака транс-
форматора. При достижении давления масла внутри
бака 80 кПа диск преодолевает сопротивление пружин
и, двигаясь по направляющим, открывает выход маслу
из бака.
Рис. 7.14. Монтаж предохранительного клапана.
tz — устройство клапана; б —установка транспортной шпильки; / — фланец
корпуса; 2 — корпус; 3 — запорный механизм; 4 — патрубок; 5 — диск; 6 —
манжета; 7 — крышка; 8 — пробка; 9— стягивающие болты; 10 — регулиро-
вочные шайбы; И — транспортная шпилька.
Благодаря выбранной кинематической схеме системы
рычагов по мере движения диска сила воздействия на
него пружин уменьшается. При понижении давления
масла внутри бака до 35 кПа диск под действием пру-
жин возвращается в исходное положение и, прижимаясь
к резьбовой манжете, закрывает проход маслу и герме-
тизирует бак трансформатора.
При подготовке к работе предохранительного клапа-
на необходимо удалить болт, фиксирующий диск,
а с нижнего фланца снять заглушку. Место установки
фиксирующего болта заглушают, а на нижний фланец
устанавливают маслоотводящий рукав. Установку мас-
лоотводящего рукава рекомендуется производить после
проверки маслоплотности трансформатора.
Перед установкой предохранительных клапанов, при-
бывших в отдельной упаковке, их дополнительно испы-
тывают на маслоплотность избыточным давлением мас-
ла 50 кПа в течение не менее 5 мин.
В случае нарушения герметичности уплотнения необ-
ходимо произвести либо замену резиновой манжеты
в случае ее повреждения, либо регулировку нажатия
диска на уплотнение. Для замены резиновой манжеты
следует снять нагрузку с пружин, затем демонтировать
присоединительный фланец и удалить поврежденную
манжету.
Регулировку нажатия диска на уплотнение и настрой-
ку клапана на давление открытия производят путем под-
бора регулировочных шайб на болтах, стягивающих
пружины.
Применяемые в мощных трансформаторах аппарату-
ра, контрольные кабели, запорная арматура принципи-
ально не отличаются от описанных в § 6.4. Монтаж их
осуществляется аналогично.
Для удобства обслуживания газовых реле мощные
трансформаторы оборудуют смотровыми площадками и
лестницами для подъема к этим площадкам. Монтаж
этих металлоконструкций осуществляют согласно сопро-
водительным чертежам.
7.6. РЕВИЗИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Под ревизией понимают совокупность работ по
вскрытию, проверке, устранению замеченных неисправ-
ностей и герметизации активной части трансформатора.
Перед ревизией нужно подготовить место проведения
работ, а также необходимое оборудование, приспособле-
ния, инструмент, приборы и материалы. Подготовленная
для ревизии монтажная площадка должна быть осво-
бождена от источников загрязнения, пылеобразования,
посторонних предметов и удобна для размещения на
ней подъемных механизмов, приспособлений и времен-
ного хранения демонтируемых узлов и деталей транс-
форматора. Ревизию трансформаторов рекомендуется
проводить в закрытых помещениях или временных укры-
тиях, где можно создать надежные условия для сохран-
ности активной части.
Мошные силовые трансформаторы имеют баки коло-
кольного типа, которые состоят нз нижней (поддон) и
верхней (колокол) частей, сочленяемых на уровне ниж-
него ярма магнитопровода. При ревизии для вскрытия
активной части таких трансформаторов снимают коло-
кол бака без подъема и вытаскивания активной части
трансформатора.
Подъемные механизмы, стропы и приспособления,
применяемые для подъема отдельных узлов трансфор-
матора, должны иметь соответствующую грузоподъем-
ность и должны быть проверены. Масса отдельных узлов
трансформатора указывается в габаритном чертеже.
Для подъема колокола и активной части обычно приме-
няют мостовые, железнодорожные, гусеничные и авто-
мобильные подъемные краны.
Для производства работ на активной части необхо-
димо подготовить стеллажи, переносные деревянные ле-
стницы, переносные, защищенные сеткой электролампы
на напряжение 12 или 24 В, ключи для прессовки об-
моток и ярм магнитопроводов, слесарно-сборочный ин-
струмент, мегаомметр на напряжение 2500 В, чистую
одежду и обувь с резиновой подошвой, изоляционные и
обтирочные материалы. Необходимо также иметь ящики
.для хранения инструмента и крепежных деталей, емко-
сти с маслом или герметичные упаковки для временного
хранения демонтируемых во время ревизии изоляцион-
ных деталей.
Перед разгерметизацией трансформаторов-для реви-
зии необходимо выполнить организационно-технические
мероприятия, описанные в § 7.2.
Перед вскрытием трансформатор необходимо устано-
вить на ровной площадке, снять крепление активной ча-
сти и переключающих устройств на баке и удалить за-
крепленные на баке узлы и детали трансформатора, если
они мешают съему колокола или подъему активной ча-
сти. Отводы освобождают от транспортных креплений и
закрепляют на активной части, а временные выводы от-
соединяют и демонтируют. Закрепленные на заглушках
бака бакелитовые цилиндры вводов демонтируют и хра-
нят в герметичной упаковке или масле. Приводы и изо-
ляционные валы переключателей типа ПБВ снимают и
хранят в герметичной упаковке или масле. Перед сняти-
ем проверяют правильность их маркировки.
Если трансформатор оборудован погружным пере-
ключающим устройством, необходимо путем вкручива-
ния домкратных винтов (см. рис. 9.9) установить его на
раму, смонтированную внутри трансформатора на верх-
них ярмовых балках, а затем отсоединить переходный
фланец, крепящий его к баку трансформатора. В случа-
ях, когда в конструкции переключающего устройства
нет домкратных винтов, необходимо застропить переклю-
чающее устройство краном, отсоединить крепящий его
к баку переходный фланец, а затем при помощи крана
опустить его на раму.
Рис. 7.15. Съем колокола автотрансформатора типа
АТДЦТН-125000/220.
1 — активная часть; 2—колокол; 3 — подъемные стропы; 4 — приспособление
для строповки; 5 — подъемный палец; 6 — направляющая полоса; 7 — ограни-
чительная деревянная планка-
Болтовые крепления активной части к баку демонти-
руют, а распорные винты ослабляют. Строповку для
подъема колокола осуществляют за имеющиеся специ-
альные подъемные приспособления. Угол наклона стро-
пов должен соответствовать значениям, указанным в га-
баритном чертеже данного трансформатора.
Перед съемом колокола необходимо произвести
пробный подъем его на высоту 100—200 мм для устра-
нения перекосов, неравномерности натяжения всех стро-
пов и проверки качества строповки (рис. 7.15). Для обес-
печения безопасности съема колокола на оаке и актив-
ной части имеются направляющие устройства, предохра-
няющие активную часть от повреждения, при подъеме.
Подъем необходимо осуществлять плавно, без рывков.
При «отрыве» колокола нужно обратить внимание на
обеспечение сохранности резиновой уплотняющей про-
кладки разъема бака. При подъеме нужно следить за
соблюдением необходимых зазоров между баком и ак-
тивной частью.
Для предохранения от раскачки колокол при подъеме
удерживают веревками, прикрепляемыми к нему с раз-
ных сторон. Особо опасна раскачка колокола при выходе
его из направляющих, так как она может привести
к ударам колокола об активную часть и вызвать значи-
тельные повреждения. После демонтажа колокол уста-
навливают на деревянные подкладки, выложенные гори-
зонтально по уровнеметру.
Для выполнения работ на активной части необходи-
мо установить временные стеллажи с перилами с двух
продольных сторон активной части. Использование в ка-
честве опор при работах на активной части отводов, де-
ревянных .планок, креплений или изоляционных деталей
трансформатора не допускается. Рисунок 7.16 поясняет
выполнение основных операций при ревизии активной
части трансформатора типа АТ ДЦТН-125000/220.
Ревизию начинают с осмотра состояния основных уз-
лов активной части. Вначале проверяют положение ак-
тивной части в поддоне по состоянию фиксирующих ее
шипов, отсутствию следов сдвига на дне бака, повреж-
дения и деформации консолей, распорных винтов и дру-
гих креплений ее в баке.
При осмотре магнитопровода проверяют отсутствие
повреждения электротехнической стали, прессующих по-
лубандажей и шпилек, разрывов и повреждений бандаж-
ной изоляции.
При осмотре встроенных переключающих устройств
проверяют отсутствие повреждения изоляционных и дру-
гих конструктивных деталей, надежность их крепления,
отсутствие перекосов приводных валов и чрезмерного
натяжения отводов, повреждения контактов избирателя.
Для оценки состояния переключающего устройства про-
изводят несколько циклов переключения и контролиру-
ют качество создаваемых электрических контактов и лег-
кость вращения.
Сторона НН
Рис. 7.16. Схема расположения основных конструктивных узлов трансформатора АТДЦТН-125000/220, прове-
ряемых при ревизии.
/ — нижняя ярмовая балка; 2 — прессующие полосы; 3 — магнитопровод; 4 — неизолированная шпилька; 5 — полубаидаж; 6 —
шинка заземления; 7 — верхняя ярмовая балка; 8 — прессующее кольцо; 9 — прессующий винт; 10 — изоляция; 11 — электростати-
ческий экран; 12 — стяжная гайка; 13 — концевая шпилька; 14 — изолированная шпилька; а—м — последовательность эатяжкн гаек
Ещи опрессовке ярма магнитопровода.
При осмотре отводов проверяют отсутствие повреж-
дения их изоляции, разрыва проводников и демпферов,
поломок и ослабления их крепления. Особое внимание
при осмотре уделяют проверке отсутствия повреждения
и деформации обмоток и других изоляционных деталей.
Обнаруженные при осмотре недостатки необходимо
надежно устранить. Способы устранения некоторых об-
наруживаемых при ревизии повреждений, на активной
части описаны в гл. 17.
Одновременно с осмотром производят проверку за-
прессовки ярм магнитопроводов и прессовки обмоток.
При необходимости осуществляют подпрессовку. Снача-.
ла производят подпрессовку ярм магнитопровода. Совре-
менные трансформаторы, как правило, имеют бесшпи-
лечную конструкцию магнитопровода. Для прессовки
ярм в бесшпилечной конструкции магнитопровода ярмо-
вые балки стягивают стальными полубандажами, охва-
тывающими активную сталь ярма сверху и снизу. Ярмо-
вые балки и полубандажи изолируют от активной части
и друг от друга изоляционными прокладками. Подпрес-
совка заключается в затяжке стягивающих шпилек полу-
бандажей градуированными торцевыми ключами до рас-
четных усилий. Значения усилий запрессовки ярм при-
водятся в технической документации на трансформатор.
В случае отсутствия таких данных их следует получить
на заводе-изготовителе.
В табл. VI1-3 приложения VII приведены значения
усилий прикладываемых к рукоятке ключей при опрес-
совке ярм магнитопроводов и обмоток в зависимости от
длины рукоятки и размеров прессующей шпильки или
винта.
Для равномерной прессовки ярм гайки шпилек необ-
ходимо затягивать в последовательности, показанной на
рис. 7.16.
После подпрессовки ярм выполняют подпрессовку об-
моток, которую осуществляют при помощи прессующих
винтов, установленных на нижней полке верхней ярмо-
вой балки либо на прессующих кольцах (рис. 7.17).
Прессующие кольца предназначены для равномерного
распределения усилий от винтов по окружности обмоток.
Размеры и количество прессующих винтов зависят от
требуемого усилия запрессовки обмоток.
Проверку затяжки прессующих винтов и подпрессов-
ку обмоток обычно производят градуированными накид-
ними рожковыми или торцевыми гаечными ключами
(в зависимости от конструкции и места расположения
винтов).
При опрессовке обмоток выполняют равномерное за-
тягивание прессующих винтов по всей окружности.
После опрессовки положение винтов фиксируют
контргайками. Допускается при опрессовке внутренних
обмоток временно удалять отдельные прессующие вин-
ты наружных обмоток, если они мешают качественному
Рис. 7.17. Конструкции установок прес
сующих винтов обмоток трансформато-
ров.
1 —- прессующая плита (кольца); 2 — изоля-
ция; 3 — опорная пята; 4 — прессующий винт;
5 — полка ярмовой балки; 6 — контргайка; 7—
сталь магнитопровода.
выполнению работ. Требуемые усилия запрессовки обмо-
ток указываются в сопроводительной технической доку-
ментации на трансформатор. Для определения усилия на
один винт это значение следует разделить на количество
винтов, прессующих данную обмотку.
В табл. VII-1 и VII-2 приложения VII приведены тре-
буемые усилия прессовки обмоток отдельных типов мощ-
ных силовых трансформаторов.
Для подпрессовки обмоток мощных силовых транс-
форматоров, требующих создания больших усилий, ре-
комендуется применять гидродомкраты.
Гидравлическая станция для опрессовки оомоток дол-
жна включать в себя не менее четырех гидродомкратов,
имеющих диаметр рабочего цилиндра 115—130 мм, мас-
лонасос с ручным приводом, создающий давление не ме-
нее 25 МПа, распределительную коробку, манометр
с верхним пределом измерения 25—30 МПа, шланги вы-
Рис. 7.18. Схемы прессовки обмоток трансформатора гидродомкра-
тами (а) и установки домкратов на пресс-кольце (б).
1 — гидродомкрат; 2 — скоба для испытания гидро домкратов; 3 — маслонасос
с ручным приводом; 4— приспособление для осаждения гидродомкрата; 5 —
манометр; 6 — шланг высокого давления; 7 — стеллаж; 8 — распределитель-
ная колонка; 9 — осаживающая прокладка; 10 — электрокартоииые проклад-
ки; 11 — прессующее кольцо; 12 — прессующий винт.
сокого давления, приспособления для осаживания гидро-
домкратов, скобу для проверки работы гидродомкратов,
необходимый набор прокладок из электроизоляционного
картона (рис. 7.18). Подготовку станции к работе осу-
ществляют следующим образом.
При помощи шлангов высокого давления собирают
схему опрессовки. Перед подсоединением гидродомкра-
тов прокачивают собранную систему до полного удале-
ния из нее воздуха, затем подсоединяют ее к гидродом-
кратам. Собранную схему испытывают давлением на 2—
3 МПа большим, чем предполагаемое рабочее давление,
в течение не менее 5 мин. В процессе испытания у стр а-
няют течь и проверяют надежность работы станции. Во
время испытания гидродомкраты запирают специальной
скобой.
Подпрессовку следует начинать с обмотки, требую-
щей наибольшего усилия запрессовки. Для этого отво-
рачивают на два-три оборота контргайки прессующих
винтов обмотки, затем на прессующем кольце равномер-
но по окружности устанавливают четыре гидродомкрата,
как можно ближе к прессующим винтам. На . каждый
домкрат помещают прокладку для его осаживания. За-
зор между гидродомкратом и ярмовой балкой выбирают
до минимального прокладками из электроизоляционного
картона. Затем при помощи насоса создают требуемое
усилие на гидродомкраты. Значение создаваемого уси-
лия контролируют по указаниям манометра.
В табл. VI1-4 приложения VII приведены значения
усилий, создаваемых одним и четырьмя гидродомкрата-
ми в зависимости от показаний манометра.
При опрессовке обмоток, имеющих четыре прессую-
щих винта, во всех гидродомкратах создается общее
суммарное расчетное усилие прессовки обмотки. После
опрессовки прессующие винты заворачивают до упора
и устанавливают контргайки.
При опрессовке обмоток, имеющих восемь прессую-
щих винтов, в каждом гидродомкрате создается усилие,
равное расчетному усилию на винт. Затем близлежащие
прессующие винты затягивают и устанавливают контр-
гайки, а гидродомкраты сдвигают к оставшимся винтам
и таким же образом производят подпрессовку на этих
четырех винтах. Затем аналогичную операцию повторя-
ют на предыдущих четырех прессующих винтах.
Если при создании усилия усадка обмотки сразу пре-
вышает 10 мм, усилие прессовки следует уменьшить до
значения, обеспечивающего меньшую усадку. После это-
го необходимо, сдвигая гидродомкраты в описанной вы-
ше последовательности, постепенно довести усилия
опрессовки до требуемого значения
Для осаждения поршня гидродомкрата необходимо
открыть перепускной кран на маслонасосе и нажать на
рукоятку предназначенной для этого прокладки.
При опрессовке обмоток гидродомкратами необходи-
мо соблюдать следующие предосторожности:
L1) установку гидродомкратов производить вблизи
прессующих винтов и не допускать их упора в активную
сталь магнитопровода, если прессующие винты по кон-
струкции не имеют такого упора;
2) не допускать, выхода поршня из цилиндра больше
допустимого значения;
3) применять маслонасосы только с ручным приво-
дом.
После опрессовки осуществляют проверку схемы за-
земления . и изоляции конструктивных узлов и деталей
активной части. Магнитопровод и все массивные метал-
лические конструктивные детали активной части, нахо-
дящиеся в электрическом поле, изолируют от активной
стали и друг от друга и присоединяют при помощи ши-
нок заземления к общему контуру заземления трансфор-
матора. Схему соединения их выполняют таким образом,
чтобы не допускать образования короткозамкнутого кон-
тура для магнитного потока при работе трансформа-
тора.
На рис. 7.19,а—г показаны типовые схемы заземле-
ния изолированных конструктивных узлов и деталей ак-
тивных частей для трансформаторов, имеющих различ-
ные конструкции магнитопроводов. Некоторые типоис-
полнения трансформаторов могут иметь незначительные
-отклонения от типовой схемы, обусловленные особенно-
стями конструкции данного трансформатора.
На рис. 7.16 показано выполнение схемы заземления
трансформатора типа АТДЦТН-125000/220, имеющего
трехфазный магнитопровод, верхние и нижние ярмовые
балки которого скрепляются через прессующие полосы.
В отличие от типовой схемы (рис. 7.19,а—г) активная
сталь соединена с верхней ярмовой балкой, обе верхние
ярмовые балки соединены через шпильку, а все прессу-
ющие полосы стороны ВН соединены только с верхней
ярмовой балкой.
Повреждение изоляции заземленных конструктивных
частей, соединенных в общей схеме заземления, может
привести к образованию короткозамкнутых контуров
Для магнитного потока и в результате этого вызвать
чрезмерный нагрев и газообразование в транс-
форматоре. Например, в трансформаторе типа
АЦДЦТН-125000/220 (см. рис. 7.16) повреждение изоля-
ции прессующей полосы на стержне со стороны ВН при-
водит к образованию короткозамкнутого контура: прес-
сующая полоса с поврежденной изоляцией, шинка, верх-
няя ярмовая балка стороны ВН, стяжная контактная
шпилька, ярмовая балка стороны НН, шинка, сталь маг-
нитопровода, прессующая полоса с поврежденной изо-
ляцией (на рис. 7.16 контур обозначен стрелками), по-
этому при проверке схемы заземления производят изме-
рение сопротивления изоляции соединенных в схеме кон-
структивных частей и деталей: ярмовых балок по отно-
шению к магнитопроводу; прессующих полос по отноше-
Рис. 7.19. Схемы заземления узлов активной части трансформатора.
а — для трансформаторов мощностью до 6,3 МВ -А; б — для трансформато-
ров мощностью более 6,3 МВ • А с прессующими полосами, изолированными
от ярмовых балок; в — для трансформаторов мощностью более 6,3 МВ • А
с вертикальными стяжными шпильками, изолированными от верхних ярмовых
балок; г — яля трансформаторов мощностью более 6,3 МВ • А с разветвлен-
ной системой; 1 — ди о бака; 2 — опорные полосы магнитопровода; 3 —балки
ярмовые; 4 — прессующие полосы стержней; 5 — прессующие кольца; 6 —»
сталь активная; 7 — электростатические экраны; S — вертикальные стяжные
шпильки; 9 — кронштейны стяжные; 10 ~ прессующие полосы ярм.
нию к магнитопроводу и ярмовым оалкам.; прессующих
колец обмоток по отношению к ярмовым балкам и
к магнитопроводу; шунтов по отношению к ярмовым
балкам, на которых они установлены, и к магнитопрово-
ду, ярмовых балок и магнитопровода по отношению
к баку. При измерении изоляции электростатических
экранов проверяют наличие цепи между двумя заземля-
ющими их шинками.
Для производства указанных измерений необходимо
отсоединить соответствующие заземляющие шинки. По-
следовательность и объем измерений зависят от приня-
той в конструкции трансформатора схемы заземления.
Измерения выполняют мегаомметрами напряжением
2500 В. Абсолютные значения сопротивления изоляции
могут значительно отличаться для различных трансфор-
маторов и практически не влияют на работоспособность
трансформатора, если их уменьшение не связано с по-
вреждениями, которые могут привести к металлическим
касаниям. Изоляция стяжных шпилек, бандажей и полу-
бандажей, прессующих колец, ярмовых балок, электро-
статических экранов должна быть не менее 2 МОм.
Все обнаруженные неисправности в схеме заземления
и повреждения изоляции необходимо устранить.
В случае обнаружения не предусмотренных схемой
заземления дополнительных металлических замыканий
отдельных узлов активной части, которые невозможно
устранить, в схему заземления устанавливают дополни-
тельно активное сопротивление для ограничения тока,
наводящегося в короткозамкнутом контуре. Токоограни-
чивающее сопротивление определяют по формуле
R=UU,
где U — напряжение на один виток обмотки трансфор-
матора, В; / — допустимый ток, протекающий по корот-
козамкнутому контуру, А.
Для подавляющего большинства трансформаторов
принимают /=0,1 А, а /7=300 В, тогда Д=3000 Ом.
Для правильной установки сопротивления необходи-
мо точно определить место нарушения изоляции и оце-
нить, какой короткозамкнутый контур может образо-
ваться при этом.
Токоограничивающие сопротивления обычно устанав-
ливают на ярмовых балках или других конструктивных
деталях в местах, позволяющих обеспечить надежное их
крепление и изоляцию от находящихся под напряжением
частей трансформатора. Например, для описанного выше
случая (повреждения изоляции между магнитопроводом
и прессующей полосой стороны НН) необходимо устано-
вить сопротивление в рассечку между шинкой заземле-
ния полосы и верхней ярмовой балкой стороны НН или
шинкой заземления магнитопровода и верхней ярмовой
балкой стороны НН. Короткозамкнутые для магнитного
потока контуры могут образоваться при касании верхних
ярмовых балок к баку, поэтому дополнительно проверя-
ют изоляцию ярмовых балок от бака, а также изоляцию
стягивающих полубандажей от активной стали и ярмо-
вых балок. После измерений нужно восстановить схему
заземления.
По окончании работ активную часть трансформатора
промывают струей горячего сухого масла. В трансфор-
маторах, имеющих баки колокольного типа, сливают
полностью остатки масла и насухо вытирают дно. После
этого приступают к монтажу колокола и герметизации
бака трансформатора.
Перед установкой колокола следует обратить внима-
ние на состояние уплотняющей прокладки в разъеме и
проволочных ограничителей (прокладка не должна иметь
повреждений и остаточных деформаций, а середина сты-
ка должна располагаться напротив одного из болтов),
затем произвести затяжку разъема, которая считается
нормальной, если прокладка зажата до 2/3 первоначаль-
ной толщины.. После герметизации трансформатор зали-
вают маслом.
При ревизии трансформаторов, имеющих баки неко-
локольного типа, снимают верхнюю крышку и вынимают
активную часть из бака. Для этого демонтируют уста-
новленные на крышке узлы и детали, мешающие ее
съему. Затем снимают крышку, используя имеющиеся на
ней приспособления для подъема, освобождают актив-
ную часть от транспортных креплений, демонтируют пре-
пятствующие подъему узлы и детали, стропят активную
часть за специальные подъемные устройства, выполняют
центровку стропления, устраняя перекосы при подъеме.
Осторожно поднимают активную часть из бака и уста-
навливают на смотровую площадку для производства
работ. Все работы на активной части осуществляют, как
описано выше. Бак трансформатора освобождают от
остатков масла и очищают.
Имеются трансформаторы, в которых активная часть
поднимается совместно с крышкой бака трансформатора.
На крышке имеются предназначенные для этого подъем-
ные приспособления. Подъем активных частей мощных
силовых трансформаторов представляет собой сложную
технологическую операцию, требующую необходимого
навыка персонала и соответствующих подъемных при-
способлений. Активную часть мощных трансформаторов
поднимают, как правило, при помощи специальных гру-
зоподъемных траверс, производя строповку за четыре
или восемь грузоподъемных приспособлений на активной
части с соблюдением допустимых углов наклона стропов
к вертикали.
В некоторых случаях при ревизии для устранения об-
наруженных неисправностей требуется также поднимать
активную часть, установленную и закрепленную в под-
доне бака трансформатора с нижним разъемом (коло-
колом) .
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
МОНТАЖ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТИПОВ ДЦ И Ц
В.1. СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ ТИПА ДЦ. КОНСТРУКТИВНЫЕ
ОСОБЕННОСТИ И ПРИНЦИП РАБОТЫ
Система охлаждения типа ДЦ состоит из отдельных охлаж-
дающих устройств, которые подключаются к- баку трансформатора
всасывающим и нагнетательным маслопроводами. В мощных транс-
форматорах на напряжение 220 кВ и выше в нагнетательном мас-
лопроводе устанавливают пластинчатый фильтр, предназначенный
для очистки масла от механических примесей.
Каждое охлаждающее устройство состоит из калорифера, двух
электровентиляторов и электромаслонасоса. На охлаждающем
устройстве смонтирован адсорбционный фильтр, служащий для по-
стоянной регенерации масла в трансформаторе в процессе эксплуа-
тации.
При работе системы охлаждения горячее трансформаторное
масло из верхней части. бака трансформатора засасывается элек-
тронасосами через всасывающий маслопровод, проходит через ка-
лориферы, в которых оно охлаждается, и поступает в нижнюю
часть бака трансформатора. Теплоотдающая поверхность калори-
феров охлаждается воздухом, нагнетаемым осевыми вентиляторами.
Создаваемая электронасосами интенсивная циркуляция масла в ба-
ке обеспечивает необходимую скорость отвода теплоты от нагре-
ваемых частей трансформатора.
Калорифер состоит из пучка оребренных снаружи труб, внут-
ри которых проходит циркулирующее масло. Концы труб вмонти-
рованы в трубные стенки, к которым приварены короба, образую-
щие распределительные коллекторы (рис. 8.1). Трубы смонтирова-
ны в жесткой стальной раме. Количество рядов труб и количество
Труб в ряду калорифера зависит от конструкции охлаждающего
устройства. Верхняя часть калорифера конструктивно выполнена
так, что трубы имеют возможность перемещаться относительно не-
подвижной рамы при температурном расширении.
Внутри распределительных коллекторов имеются перегородки,
предназначенные для создания направленного движения масла по
трубам. В зависимости от их количества калориферы бывают двух-
ходовыми и многоходовыми. При четном количестве ходов вход-
ной и выходной патрубки калорифера ввариваются в нижний кол-
лектор, а при нечетном — входной патрубок в верхний, выходной —
в нижний коллектор.
Рис. 8.1. Схема устройства и вакуумной заливки системы охлажде-
ния типа ДЦ.
1 — бак трансформатора; 2 — адсорбционный фильтр; 3 — маслоохладитель
(четырехходовой); 4 — бачок для вакуумирования охлаждающих устройств;
5 — вакуум-насос (тип ВН-4, ВН-6); 6 — диффузор; 7— вентилятор; 8 — элек-
тронасос (тнп 5Т-100/15У1); 9 — фильтр пластинчатый; 10 — вакуум-провод;
И — маслопровод.
В качестве электровентилятора применяют осевой многолопаст-
ный вентилятор типа НАП-7,4, закрепленный на валу асинхронного
электродвигателя типа АО2-41/8. Электровентиляторы располагают
на обечайках, которые закреплены к раме калорифера.
В охлаждающих устройствах применяют электронасосы типов
Т и ТЭ. Электронасос представляет собой бессальниковый агрегат,
состоящий из асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым
ротором и центробежного насоса с рабочим колесом, насаженным
на вал электродвигателя; электродвигатель и насос расположены
в едином корпусе (рис. 8.2). Смазка подшипников и охлаждение
электродвигателя производятся трансформаторным маслом в про-
цессе работы электронасоса. Отсутствие сальниковых уплотнений
обеспечивает надежную маслоплотиость электронасоса. В корпусе
насоса имеются заглушенные пробками отверстия для выпуска воз-
духа, слива масла и подсоединения манометра.
На боковой стенке корпуса насоса расположена коробка вы-
водов обмотки статора. На клеммной панели коробки расположены
шесть выводов, позволяющих переключить обмотку статора в тре-
угольник и звезду, и один заземляющий вывод.
В электронасосах типа ТЭ статор электродвигателя экраниро-
ван тонкостенной гильзой, отделяющей обмотку от контакта с пе-
рекачиваемым маслом. Основные технические данные применяемых
электронасосов приведены в приложении VIII. Ниже приведены
Рис. 8.2. Электронасос типа 5Т-100/8У1.
/ — напорный патрубок; 2 — ааглушка; 3 — всасывающий патрубок; 4 — проб-
ка выпуска воздуха; 5 — рабочее колесо насоса; 6 — шарикоподшипник; 7 —
статор; 8 — ротор электродвигателя; 9 — пробка выпуска воздуха; 10 — вы-
водной штырь клеммной плиты; 11 — вал ротора.
основные технические данные охлаждающего устройства типа
ДЦ-180/2280-/У1:
Теплосъем при превышении температуры масла
над температурой окружающего воздуха 35°С,
кВт ........................................... 180
Номинальный расход масла, м3/ч................... 100
Номинальный расход воздуха, м3/ч ....	30 000
Установленная мощность электродвигателей, кВт	3,5
Внутренний объем для масла, м3.................. 0,12
Масса, кг....................................... 1150
Габаритные размеры, мм ...................... 1276.ХЮ00Х2700
Пластинчатый фильтр представляет собой стальной сварной
корпус, внутри которого расположен фильтрующий пакет (рис. 8.3).
Фильтрующий пакет состоит из набора прямоугольных пластин,
стянутых шпильками; зазор между пластинами составляет 0,28-е-
0,5 мм. На корпусе фильтра имеются люк для выемки фильтрую-
щего пакета, пробки для впуска воздуха и слива масла. На корпус
фильтра нанесена стрелка, указывающая направление движения
Масла.
Таблица 8.1
Технические данные типоисполнений пластинчатых фильтров
Условный проход, мм	Расход масла, м5/ч	Гидравлическое сопротивление, Па	Установочные размеры				Масса, кг
			L	11	н	н,	
100	63	0,95-10*	416	185	385	170	42
125	100	0,9-10*	437	202	390	175	44
150	160	1,43-10*	437	202	390	175	50
225	360	1,32-10*	868	555	590	262	150
Фильтры изготовляют четырех типоразмеров для маслопрово-
дов с условным проходом 100, 125, 150, 225 мм.
Основные технические данные фильтров приведены в табл. 8.1.
Всасывающий и нагнетательный маслопроводы изготовляют из
стальных патрубков, которые соединяют между собой при помощи
накидных фланцев. На патрубках имеются пробки для выпуска
воздуха и слива масла.
По способу подключения к баку трансформатора различают
три типоисполнения системы охлаждения типа ДЦ: навесное, вы-
носное и групповое.
В навесном исполнении охладители крепят непосредственно
к баку трансформатора; при выносном исполнении их устанавли-
вают на отдельном фундаменте вблизи трансформатора; при груп-
повом — систему охлаждения комплектуют отдельными групповыми
унифицированными охлаждающими устройствами, устанавливаемы-
ми возле трансформатора на фундамент или рельсы.
Рис. 8.3. Пластинчатый фильтр.
1 — плоский кран; 2— корпус; 3—пробка технологическая; 4— крышка; 5 —
фильтрующий пакет.
Рис. 8.4. Групповое охлаждающее устройство (ГОУ-3).
Групповое охлаждающее устройство представляет собой еди-
ный агрегат, состоящий из трех и более параллельно соединенных
самостоятельных устройств и шкафа управления, смонтированных
на общей раме (рис. 8.4). Основанием рамы служат всасывающий
и нагнетательный коллекторы устройства. Устройство оборудовано
поворотными каретками, что позволяет устанавливать его на
рельсы.
В настоящее время применяются в основном групповые устрой-
ства типов ГОУ/3 н ГОУ/4, состоящие соответственно нз трех и
четырех самостоятельных охлаждающих устройств. Технические
данные этих устройств приведены ниже:
Тип групповых охлаждающих уст- ройств		 Мощность отводящих тепловых по-	ГОУ-3	ГОУ-4
терь при превышении температуры масла над температурой окружаю- щего воздуха 356С, кВт	540	748
Номинальный расход масла, м3/ч*	265	350
Номинальный расход воздуха, м3/ч . Установленная мощность электро-	76 000	 100 000
двигателей, кВт*	42,3	54,8
Масса, кг	 Габаритные размеры:	6900	8830
длинах ширинах высота, мм	4852X1980Х	6170Х1980Х
	Х3500	Х3500
* Данные приведены для случая применения в устройствах маслонасосов типа
5ТЭ-100/20.
8.2. ПОДГОТОВКА И МОНТАЖ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТИПА ДЦ
а) Монтаж охлаждающих устройств
Перед монтажом охлаждающее устройство необходи-
мо распаковать, проверить отсутствие механических по-
вреждений, испытать калориферы на маслоплотность и
промыть внутреннюю полость сухим горячим маслом.
Для испытания на маслоплотность и промывки охла-
дителей необходимо подготовить бак емкостью 3—5 т,
заполненный сухим трансформаторным маслом, фильтр-
пресс и маслонагреватель.
Рис. 8.5. Схема промывки охлаждающего устройства.
1 — силикагелевый воздухоосушитель; 2— бак с маслом объемом не менее
3,5 м3; 3—маслонасос типа 5Т-100/15У1; 4—подогреватель масла; 5 —
фильтр-пресс; 6 — охлаждающее устройство; 7 — вентиль для отбора пробы
масла.
Проверку на маслоплотность производят путем соз-
дания в калорифере при помощи фильтр-пресса избы-
точного давления 300—400 кПа, нагретого до темпера-
туры не менее 40°С трансформаторного масла. В таком
состоянии калорифер выдерживают в течение не менее
30 мин. При испытаниях не должно быть следов утечки
масла в трубчатых пучках и уплотнениях.
При обнаружении следов утечки масла в местах уп-
лотнения необходимо подтянуть стягивающие болты.
В случаях появления следов утечки масла в трубных
пучках их устраняют подвальцовкой или заглушкой от-
дельных труб.
Для промывки калориферов собирают схему, приве-
денную на рис. 8.5. После заполнения системы маслом
с пробивным напряжением не менее 45 кВ включают
фильтр-пресс и промывают калорифер нагретым до тем-
йературы 50—60°С маслом в течение не менее 1 ч. Затем
отключают фильтр-пресс, переключением кранов выво-
дят его из схемы, включают маслонасос и промывают
охладитель в течение не менее 30 мин. Промывка счита-
ется законченной, если в пробе масла, взятой из калори-
фера при циркуляции масла, отсутствуют механические
примеси, а пробивное напряжение масла не менее 45 кВ.
Для промывки по описанной схеме охладители уста-
навливают в рабочем положении и применяют масло-
провод с проходным диаметром не менее 80 мм. Про-
мывку и опрессовку калориферов навесной системы
охлаждения выполняют до закрепления их на баке
трансформатора, а выносной системы охлаждения —
обычно после закрепления их на стойках фундамента.
Для закрепления на баке трансформатора или стой-
ке охлаждающие устройства поднимают краном за рас-
положенные на раме кронштейны. Стропить устройства
за другие выступающие части не допускается во избе-
жание повреждения калориферов.
Перед подключением электровентиляторов к сети
проверяют отсутствие механических повреждений двига-
телей и вентиляторов, отсутствие касания лопаток вен-
тилятора диффузора обечайки при вращении их от руки,
надежность крепления диффузоров и электровентилято-
ров на установочных местах. Сопротивление изоляции
обмотки электродвигателя должно быть не менее
0,5 МОм. Электровентиляторы не должны иметь види-
мых повреждений. При обнаружении повреждений, вы-
зывающих сомнение в работоспособности вентилятора,
следует провести ревизию электровентиляторов. Необ-
ходимо проверить крепление вентилятора и его статиче-
скую балансировку на валу электродвигателя.
В статическом положении лопасти вентилятора дол-
жны останавливаться в любом положении. Балансиров-
ку их осуществляют на стенде путем приварки к лопа-
стям балансировочных пластин.
При проверке состояния подшипников одновременно
проверяют наличие в них смазки, особенно после дли-
тельного хранения вентиляторов. Свободный объем под-
шипников должен быть полностью заполнен смазкой,
а камера подшипников — на половину объема.
5) Монтаж электронасосов
Перед монтажом электронасос необходимо распако-
вать, снять транспортные заглушки и слить трансформа-
торное масло. После этого снимают крышку коробки
выводов, проверяют состояние токопроводящих выводов
и сопротивление изоляции обмотки статора. На выводах
не должно быть пыли и грязи, а сопротивление изоляции
обмотки статора должно быть не менее 4 МОм- при тем-
пературе 20°С. При меньшем значении изоляцию обмот-
ки необходимо высушить. Сушку изоляции можно про-
изводить путем включения двигателя с заторможенным
ротором на пониженное (10—15% номинального значе-
ния) напряжение. Сушка считается законченной, если
сопротивление изоляций достигло нормированного зна-
чения и в последующие 2—3 ч сушки увеличивается не-
значительно.
Вращение вала ротора проверяют от руки. Оно дол-
жно быть легким, бесшумным и без заеданий.
В случае необходимости при помощи перемычек пе-
реключают схему соединения обмоток статора. Обычно
в состоянии поставки обмотки соединены в схему «тре-
угольник».
Электронасос подсоединяют нагнетательным патруб-
ком к входному патрубку охладителя. Перед подсоеди-
нением на патрубке охладителя устанавливают плоский
кран, обеспечивающий возможность замены электрона-
соса без слива масла из охлаждающего устройства. По-
сле подсоединения электронасоса необходимо проверить
возможность закрывания и открывания крана. Затем
к токопроводящим выводам подсоединяют кабель и
уплотняют его. Вместо сливной пробки устанавливают
манометр.
в] Монтаж маслопроводов
Изготовленные на заводе патрубки маслопроводов не
требуют подгонки и очистки в период монтажа. Перед
монтажом маслопроводов патрубки соединяют между
собой и промывают их внутренние полости горячим мас-
лом. Промывают их так же, как и калориферы. При
этом общая длина собранного для промывки маслопро-
вода не должна быть более 25 м, а количество колен не
должно быть более пяти. После промывки проверяют
маслоплотность патрубков путем создания избыточного
давления, равного 300—400 кПа, в залитом в них масле.
Место установки патрубков определяют по имеющей-
ся на них маркировке, которая соответствует сборочному
чертежу системы охлаждения. При установке патрубков
необходимо правильно ориентировать место расположе-
ния имеющихся на них пробок для слива масла и выпу-
ска воздуха.
В некоторых трансформаторах, имеющих выносное
исполнение системы охлаждения, в маслопроводе имеют-
ся подгоночные патрубки, предназначенные для его
сборки на месте установки. Такие патрубки подгоняют
в процессе монтажа до необходимых размеров. Патруб-
ки маслопроводов изготовляют из нержавеющей стали.
г) Заполнение системы охлаждения маслом
Систему охлаждения заполняют маслом из бака
трансформатора. Перед заполнением маслом из внутрен-
них полостей системы охлаждения вакуум-насосом уда-
ляют воздух. Процесс заполнения можно осуществлять
как раздельно, так и совместно с заполнением маслом
бака трансформатора.
Для совместного заполнения монтаж системы охлаж-
дения должен быть окончен до начала вакуумирования
и заливки бака трансформатора. Остаточное давление,
•продолжительность вакуумирования и заливки системы
охлаждения должны соответствовать требованиям к за-
ливке трансформатора. Совместную заливку применяют
главным образом при заполнении системы охлаждения
навесного и группового исполнения.
Раздельное заполнение системы охлаждения произ-
водят после заполнения трансформатора маслом. Для
этого трансформатор заливают маслом до максимально-
го уровня в расширителе и подсоединяют к охлаждаю-
щему устройству оборудование и приборы, показанные
на рис. 8.1. Затем включают вакуум-насос и вакуумиру-
ют полости охлаждающих устройств при остаточном дав-
лении 500—600 Па в течение 30 мин. После этого, не
останавливая вакуум-насоса маслопровода, приоткрыва-
ют кран на нагнетательном маслопроводе и заполняют
охлаждающее устройство маслом до появления его
в стекле бачка для вакуумирования. Отключают вакуум-
насос, открывают кран на всасывающем маслопроводе и
после отстоя масла в течение не менее 5 ч проверяют и
при необходимости удаляют воздух из всех пробок. При
заполнении системы охлаждения необходимо следить за
Уровнем масла в трансформаторе и при необходимости
Доливать масло в расширитель.
8.3.	СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ ТИПА Ц. КОНСТРУКЦИЯ
И ПРИНЦИП РАБОТЫ
На рис. 8.6 показана принципиальная схема водомасляного
охлаждения трансформатора. Основным элементом системы охлаж-
дения являются водомасляные охладители, имеющие масляные н
водяные полости. Масляные полости соединены маслопроводом
с баком трансформатора, а водяные — водопроводом с источником
водоснабжения. Для предотвращения замерзания воды маслоохла-
дители размещают, как правило, в помещении с положительной
температурой воздуха. В южных районах страны, где среднегодовая
температура воздуха не ниже + 10<- + 15°С, допускается наружная
установка охладителей. В охладителях гидростатическое давление
масла всегда должно превышать давление воды.
Рис. 8.6. Схема системы охлаждения типа Ц.
1 — фильтр адсорбционный; 2 — маслопровод; 3 — маслоохладитель типа
МО53-4А; 4 — маслопровод для заливки системы охлаждения трансформатор-
ным маслом; 5 — компенсатор; 6 — маслопровод для подсоединения к вакуум-
насосу; 7 — временный маслопровод; 8— шестеренчатый насос; Р-=-вспомога-
тельный бак с нагревателем; 10 — фильтр-пресс; 11— фильтр масляный; 12 —
диафрагма камерная; 13 — маслопровод; 14 — втулка; 15 — фланец неподвиж-
ный; 16— прокладка; 17 — кольцо; 18— фланец подвижный; 19— маслоохла-
дитель резервный; 20 — электронасос пусковой резервный; 21 — электронасос
рабочий; 22 — клапан обратный; Л—забор масла с бака трансформатора;
Б — выход масла из системы охлаждения в бак трансформатора.
Система подачи воды в охладители должна ооеспечить: требуе-
мый расход воды через водяные полости охладителей, ограничение
давления воды в полости до требуемых значений, возможность пол-
ного слива воды из охладителей.
Подачу воды в водяные полости охладителей осуществляют при
помощи водяных центробежных насосов или самотеком. Давление
воды на входе в охладитель обычно ограничивают при помощи
дроссельных клапанов. На случай отказа дроссельного клапана на
общих трубопроводах охладителей делают изгибы типа «утка» высо-
той, заданной расчетом. Для охлаждения применяют пресную и
морскую воду с температурой не более 25°С, предварительно очи-
щая ее от механических примесей.
Система циркуляции масла через охладители состоит из элек-
тронасосов типа Т или ТЭ, маслопроводов, запорной арматуры и
контрольно-измерительных приборов. В маслопроводе устанавлива-
ют пластинчатые фильтры для очистки масла от механических при-
месей и адсорбционные фильтры для регенерации масла.
Маслонасосы устанавливают перед охладителями. Это исключает
подсос воздуха в охладители при нарушении их герметичности.
В 'Настоящее время в основном применяют схемы охлаждения
с параллельным подключением электронасосов и маслоохладителей
путем подсоединения их входных и выходных патрубков к общим
коллекторам. Такая схема подключения обеспечивает более надеж-
ную работу системы охлаждения, так как прекращение работы
одного из насосов не вызывает выхода из строя охладителя.
На выходе каждого маслонасоса . устанавливают обратный
клапан.
В схеме системы охлаждения типа Ц предусмотрен пусковой
маслонасос, предназначенный для создания циркуляции масла
в трансформаторе без захода его в охладители. Это необходимо
для исключения попадания холодного масла в охладители и замер-
зания в них воды, а также облегчения работы рабочих маслонасо-
сов в случае включения системы охлаждения в условиях низкой
температуры при большой вязкости масла. Пусковой насос отключа-
ют после того, как температура масла достигнет -|-15оС. В некото-
рых схемах роль пускового насоса выполняет один из рабочих мас-
лонасосов.
При работе системы охлаждения горячее масло нз верхней части
бака трансформатора всасывается маслонасосами, прокачивается
через масляные полости охладителей и поступает в нижнюю часть
бака. Одновременно в водяные полости охладителя подается вода,
которая охлаждает масло трансформатора.
В системах охлаждения трансформаторов применяют водомас-
ляпые охладители вертикальной и горизонтальной установки. Тех-
нические данные охладителей приведены в приложении IX.
Ниже рассмотрена конструкция водомасляного охладителя гори-
зонтальной установки типа МО-53 (рис. 8.7).
Охладитель представляет собой стальной цилиндрический кор-
пус, внутри которого помещен пучок охлаждающих труб. Концы
труб закреплены в круглых трубных досках. Одна трубная доска
закреплена жестко между фланцами корпуса, а вторая герметизиро-
вана крышкой и благодаря наличию сальникового компенсатора
имеет возможность перемещаться относительно корпуса. Этим исклю-
чается возникновение в период нагрева механических напряжений,
Рис. 8.7. Маслоохладитель МО53-4.
1 — входной патрубок для воды; 2 — водяная . камера; 3, 13, 14 — крышки;
4 — выходной патрубок для воды; 5 — термометр; 6 — кронштейн; 7 — пробка
для выпуска воздуха; 3 — выходной патрубок для масла; S — манометр; 10 —
корпус; 11 — входной патрубок для масла; 12 — шток вентиля; 15 — пробка
для спуска масла; 16 — пробка для спуска, воды.
которые могли бы нарушить герметичность охлаждающих труб.
К одному из торцов корпуса прикреплена водяная камера, второй
конец герметизирован крышкой с уплотняющей прокладкой.
Водяная камера имеет патрубки для подсоединения водопрово-
да и пробки для слива воды и выпуска воздуха. С торца камера
герметизирована крышкой с уплотнением.
В корпусе охладителя имеется входной -и выходной патрубки
для присоединения маслопровода, пробки для слива масла и вы-
пуска воздуха. В нижней части корпуса приварены установочные
стойки.
Конструкция маслоохладителей предусматривает возможность
выемки трубиого пучка для ревизии и очистки. Для демонтажа кры-
шек корпуса и водяной камеры на корпусе закреплены специальные
кронштейны.
Водяные маслоохладители комплектуют приборами контроля
давления и температуры воды и масла. В процессе работы охлади-
теля . вода движется по трубкам, образующим поверхность охлаж-
дения для масла. Благодаря наличию в полостях воды специальных
перегородок охлаждающая вода совершает четыре хода. Масло дви-
жется в межтрубном пространстве, которое тоже разделено перего-
родками.
Маслопровод в основном изготовляют на месте установки из
нержавеющей стали марки Х18Н9Т по ГОСТ 5632-72.
8.4.	ПОДГОТОВКА И МОНТАЖ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ
ТИПА Ц
Маслоохладители устанавливают на отдельном фун-
даменте горизонтально по уровнемеру. Перед началом
монтажа производят расконсервацию и испытание плот-
ности масляной и водяной полостей маслоохладителя-
g процессе расконсервации удаляют транспортные за-
глушки и мешочки с влагопоглощающим составом.
Испытание плотности масляной полости производят
трансформаторным маслом, нагретым до температуры
—1-50 -г- +60°С под давлением 600 кПа.
В процессе испытания проверяют отсутствие следов
утечки масла в фланцевом разъеме между корпусом и
трубной доской, в развальцованных соединениях трубок
в досках, уплотняющих кольцах. Для проверки указан-
ных соединений требуется демонтировать наружные
крышки маслоохладителя. При демонтаже крышек необ-
ходимо соблюдать осторожность, чтобы не повредить
паронитовые прокладки. Поврежденные паронитовые
прокладки следует заменить новыми. Утечку масла по
разъему и уплотняющим кольцам устраняют подтяжкой
соответствующего крепежа. Неплотности в развальцо-
ванных соединениях устраняют путем подвальцовки
трубок.
После испытания на маслоплотность необходимо
установить на место и уплотнить демонтированные
крышки, опломбировать пробки масляной полости и от-
вернуть шток для сообщения основной масляной поло-
сти с полостью торцевой крышки.
Водяную полость испытывают на плотность водой под
давлением 600 кПа. При этом визуально проверяют от-
сутствие течи по разъемам водяной полости. Водяную
полость охладителя испытывают таким же образом по-
сле окончания монтажа системы охлаждения. При этом
проверяют отсутствие утечки воды в масло по результа-
там испытания пробивного напряжения или влагосодер-
жания пробы масла, взятой из масляной полости охла-
дителя.
Маслопровод собирают из труб и патрубков, которые
сочленяют между собой фланцами или сваркой. При
этом необходимо стремиться сделать маслопроводы как
можно короче, без резких углов и местных подъемов,
в которых может скапливаться воздух. Если такие места
имеются, в них необходимо установить пробки для выпу-
ска воздуха, позволяющие устранить «воздушные
мешки».
Патрубки участков маслопровода от бака трансфор-
матора к зданию обычно сочленяют сваркой при помо-
щи соединительного кольца, а патрубки маслопровода,
прокладываемого в здании, сочленяют фланцами (см.
рис. 8.6). Для облегчения сборки маслопровода один
фланец на сочленяемом патрубке делают свободным,
«плавающим» на приварном кольце (выполняется по
ГОСТ 1268-67). Фланцевые соединения должны быть вы-
полнены таким образом, чтобы имелась возможность
разборки и очистки трубопроводов.
Резку труб из нержавеющей стали производят уголь-
ным электродом диаметром 6—12 мм и воздушно-дуго-
вым резаком типа РВД-4А-66. При этом ток должен
быть 300—400 А, а давление воздуха в магистрали 400—
500 кПа.
Сварку нержавеющих труб производят электродами
типа ЭА-2 марки ОЗЛ-6 и НИИ-48 по ГОСТ 10052-75 и
ГОСТ 9466-75. При этом в зависимости от диаметра сва-
риваемых труб сварку выполняют следующими электро-
дами:
Диаметр трубы, мм
Верхний шов:
55—75
90—120
Диаметр элек-
трода, мм
4
5
Диаметр трубы, мм
Нижний шов:
60—80
120—140
140—160
Диаметр элек-
трода, мм
3
4
5
При сварке труб, изготовленных из нержавеющей
стали типа Х18Н9Т с толщиной стенок 4 мм, можно при-
менять любые марки электродов.
При сварке и резке патрубков принимают меры по
предохранению их внутренней поверхности от загрязне-
ния. После выполнения этих работ загрязненные участки
очищают металлическими щетками, внутренняя полость
трубы продувается сжатым воздухом, а затем протира-
ется промасленной ветошью.
В случае применения для сборки маслопровода не-
очищенных патрубков необходима очистка их внутрен-
них поверхностей. Патрубки очищают обычно при помо-
щи пескоструйных аппаратов на открытых площадках.
На рис. 8.8 показано устройство пескоструйного ап-
парата, выпускаемого отечественной промышленностью.
Для очистки патрубки закрепляют на подставках-
козлах высотой около 1 м от уровня пола. Внутрь па-
трубка вводят шланг с соплом и включают пескоструй-
ный аппарат. Сопло, выбрасывающее струю воздуха
с песком, медленно перемещают вдоль патрубка. Смесь
песка с воздухом, ударяясь о внутреннюю поверхность
патрубка, освобождает ее
от коррозии, окалины и
других загрязнений. Ка-
чество очистки проверяют
визуально при помощи
осветительной лампы,
вставляемой внутрь па-
трубка. После очистки не-
обходимо удалить остав-
шиеся на поверхности пе-
сок и пыль. Для этого
патрубки продувают чис-
тым сжатым воздухом с
давлением не более
800 кПа с последующей
промывкой маслом.
Подготовленные для
сборки маслопровода па-
трубки испытывают на
маслоплотность давле-
нием масла 400 кПа.
Монтаж патрубков осу-
ществляют в соответст-
Рис. 8.8. Пескоструйная уста-
новка.
I —* загрузочная воронка; 2 — клапан:
3 — баллон цилиндрический; 4 — сопло;
5 кран; 6 — шланг гибкий; 7 — сме-
сительная камер.а; 8 —. воздух; 9 — пе-
сок.
вии с чертежом системы охлаждения. В северных райо-
нах участки маслопровода, прокладываемые на откры-
том воздухе от бака трансформатора к Зданию, утепля-
ют путем наложения на них теплоизолирующего мате-
риала или засыпки их землей.
Монтаж фильтров очистки масла от механических
примесей и адсорбционных фильтров описан в § 8.2, 10.4.
После сборки систему охлаждения испытывают дав-
лением 400 кПа нагретого до температуры 45—50°С
трансформаторного масла в течение 1 ч, после чего про-
мывают этим же маслом. Для этого к системе охлажде-
ния при помощи временного маслопровода подсоединяют
необходимое оборудование и заполняют ее маслом без
вакуума, обычно из отдельной емкости. Заполняемое
масло должно отвечать требованиям, предъявляемым
для заливки трансформатора.
Рекомендуемая схема подсоединения оборудования
показана на рис. 8.6 пунктирными линиями. Для сборки
схемы следует применять временный маслопровод с про-
ходным сечением, равным проходному сечению рабочего
маслопровода системы охлаждения. Вспомогательный
бачок следует устанавливать такйм образом, чтобы обес-
лечить необходимый для работы электронасосов подпор
масла. Емкость его должна быть в 2—3 раза больше
полного объема масла, залитого в систему охлаждения.
Обычно применяют вспомогательные бачки емкостью 5—
10 м3.
Перед испытанием системы охлаждения давлением
необходимо выпустить воздух, скопившийся в воздушных
пробках, и открыть запорную арматуру (кроме техноло-
гической). В процессе испытания проверяется отсутствие
течи масла по разъемам и сварным соединениям. Обна-
руженные неплотности необходимо устранить. Испыта-
тельное давление контролируют по манометрам, уста-
новленным на маслонасосах или маслоохладителях. На-
грев масла в системе охлаждения осуществляют нагре-
вателями вспомогательного бачка. Для этого пропуска-
ют масло через вспомогательный бачок при помощи тех-
нологического насоса. Рабочие маслонасосы при испыта-
нии работать не должны.
Систему охлаждения промывают следующим обра-
зом. После нагрева масла в бачке до заданной темпера-
туры включают технологический и все рабочие масло-
насосы и одновременно очищают масло в бачке при по-
мощи фильтр-пресса. В процессе промывки контролиру-
ют изменение свойств трансформаторного масла, отби-
раемого с разных точек системы охлаждения. Техниче-
ской документацией определено минимальное контроль-
ное время промывки системы охлаждения, которое со-
ставляет 24—72 ч. Промывку заканчивают, когда харак-
теристики масла будут удовлетворять требованиям,
предъявляемым маслу для заливки в трансформаторы.
После промывки масло сливают и окончательно залива-
ют систему охлаждения маслом.
Систему охлаждения мощных трансформаторов на-
пряжением ПО кВ и выше заполняют маслом из отдель-
ной емкости под вакуумом, для чего в конструкции си-
стемы охлаждения предусматривают запорную армату-
ру, к которой подсоединяют вакуум-насос и маслоочи-
стительное оборудование (см. рис. 8.6). При этом систе-
ма охлаждения трансформаторов, оборудованных гер-
метичными видами защиты масла от окружающей среды,
заполняют предварительно дегазированным маслом.
Допускается также заливать систему охлаждения мас-
лом без предварительной его дегазации. В этом случае
после заливки к системе охлаждения подключают дега-
зационную установку и добиваются требуемого газосо-
держания масла, залитого в системе охлаждения. В про-
цессе дегазации производят циркуляцию масла по за-
мкнутому контуру через дегазационную установку. От-
бор проб масла для определения степени его дегазации
производят из разных частей системы охлаждения.
Систему охлаждения трансформаторов небольшой
мощности заполняют без вакуума из отдельной емкости
или из бака трансформатора. Для таких трансформато-
ров допускается после промывки не сливать масло из
системы охлаждения, если оно соответствует требовани-
ям, перечисленным в табл. 5.1.
8.5.	АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ СИСТЕМОЙ ОХЛАЖДЕНИЯ
Управление работой системы охлаждения осуществ-
ляется автоматически.
Охлаждающие устройства в системах охлаждения
мощных трансформаторов разбиты на несколько групп,
которые последовательно включаются в работу в зави-
симости от изменения условий работы трансформаторов.
Электрическая схема управления системой охлаждения
типа ДЦ должна обеспечивать:
1.	Автоматическое включение основной группы ох-
лаждающих устройств одновременно с включением
трансформатора на номинальное напряжение в режиме
холостого хода.
2.	Автоматическое включение первой дополнительной
группы при повышении нагрузки трансформатора свыше
40% номинальной.
3.	Автоматическое включение второй дополнительной
группы при повышении нагрузки трансформатора свыше
75% номинальной.
4.	Автоматическое отключение охлаждающих
устройств при указанном выше изменении нагрузки и от-
ключении трансформатора.
5.	Автоматическое включение резервного охладителя
вместо вышедшего из строя в результате аварии рабо-
чего.
6.	Автоматическое включение резервного питания при
недопустимом снижении или исчезновении напряжения
в основной питающей цепи, а также обратное переклю-
чение в основную цепь при восстановлении в ней допу-
стимого напряжения.
. Возможность ручного управления каждым охлади-
телем.
8. Сигнализацию на щит управления о прекращении
работы системы охлаждения, о включении в работу ре-
зервного охладителя, о включении резервного питания.
9. Защиту электродвигателей от токов короткого за-
мыкания, перегрузок и работы на двух фазах.
Применяемая в электрической схеме аппаратура при-
ведена ниже:
Наименование
Тип
Магнитный нереверсив- ПАЕ-311
ный пускатель
Выключатель автомата- А3124
ческий
Универсальный переклю- УП5312-С71
• чатель
Реле промежуточное РП-252
Пакетный выключатель ПВМ2-25
Выключатель путевой ВПК-2110
Реле времени	ЭВ-142
Назначение
Для включения и отключе-
ния основного и резервного
ввода питания, электродви-
гателей маслонасосов и вен-
тиляторов
Для защиты электродвига-
телей от перегрузок
Для автоматического и ме-
стного управления охлаж-
дающими устройствами
Для коммутации в цепях
управления
Для включения нагревате-
лей
Для включения и отключе-
ния освещения шкафа
Для включения электродви-
гателей охлаждающих уст-
ройств с выдержкой вре-
мени
Аппаратуру схемы управления системой охлаждения
помещают в шкафах управления. В шкафу кроме аппа-
ратуры установлены кабельные муфты и сальники для
ввода силовых и контрольных кабелей, клеммные сбор-
ки для подсоединения кабелей, осветительная лампа и
нагреватели, предназначенные для поддержания темпе-
ратуры, требуемой для нормальной работы аппаратуры.
Нагреватели включают при температуре окружающего
воздуха —25°С автоматически с помощью термодатчика
либо вручную.
Заводами выпускаются несколько типоисполнений
шкафов управления типа ШАОТ-ДЦ:
основной шкаф для одного резервного охладителя,
двух охладителей основной группы и одного охладителя
дополнительной группы;
основной шкаф для одного резервного охладителя,
одного охладителя основной группы и одного охлади-
теля дополнительной группы;
дополнительные шкафы соответственно для двух,
трех и четырех рабочих охладителей.'
Систему охлаждения мощного силового трансформа-
тора комплектуют одним или несколькими шкафами,
обеспечивающими заданный режим работы.
На рис. 8.9 показана принципиальная схема управ-
ления работой охлаждающих устройств системы охлаж-
дения типа ДЦ. Силовые цепи электродвигателей насо-
сов и вентиляторов питаются от сети трехфазного пере-
менного тока напряжением 220 или 380 В; цепи управле-
ния и сигнализации питаются от сети однофазного пере-
менного и постоянного тока напряжением 220 В.
Для автоматического управления универсальные пе-
реключатели устанавливают в положение «Автоматиче-
ское», а автоматические выключатели в положение
«Включено».
При включении трансформатора в сеть размыкаются
вспомогательные контакты выключателей трансформато-
ра и обесточивают катушку промежуточного реле К20.
Контакты этого реле замыкаются, что приводит к вклю-
чению охлаждающих устройств основной группы.
При повышении нагрузки трансформаторов свыше
40% номинальной закрываются контакты токового реле
К32 в цепи управления выключателей трансформатора.
Это приводит к срабатыванию реле К22, которое закры-
вает свои контакты в цепи управления охлаждающих
устройств первой дополнительной группы. Охлаждающие
устройства включаются в работу.
При повышении нагрузки трансформаторов более
75% номинальной закрываются контакты токового реле
К31 в цепи управления выключателей трансформатора.
Это приводит к включению охлаждающих устройств вто-
рой дополнительной группы.
Отключение охлаждающих устройств происходит
аналогично.
При выходе из строя одного из рабочих охлаждаю-
щих устройств замыкаются контакты пускового реле
этого устройства в цепи управления резервного охлаж-
дающего устройства, которое с выдержкой времени
включается в работу. Резервное охлаждающее устройст-
во включается в работу также при повышении темпера-
туры масла в трансформаторе выше допустимых значе-
ний. Для этого в схему управления выключателями
трансформатора введены контакты термосигнализаторов,
Цел/z coOtfaz/uoaq/zu 220в
*1“	ШС	oz4
Q------------/S----O-
2277 277	272
---°<r--aG-----O-
22/7*
l'H	302
S7O
27(20027 2/720qo/72J>tr0a27Zqe7Z0^2Z7&7U
Z„ сцглализоции
/7/7220/720200/770 000/7720/0/ q///72///7!7,
, OX/ZaO/tfe/ZZ/O /77/77722^70/7072/02/72
O/OT/^OVeZ/OO AcOJC/70/TO/77/7/OZZ/2J7
~~T~ -ШС OZOOQ^O/T/O/ZOZZ
O/772J7/2V22//2 oO/fyO//
____ ^580
P If. A *^22
^pS3f8^^~
2/4
7 Kr~8ff/^e
ff'/ffffs *7
7878	272
2/4
/77
Oo/kj/zovom/o //afiovzzoz
о/ола/Яо/т/о-т/оа
//e ^2227VZZ222//eOO/Z^OO/Z/0/02/7^7/072/7/
АЙЛО/ИОЛП/ООСЛОе /?2/7/Z7'/22Z/O/7OO2O^-
/7020 OJ7/7a/?7//772J7/7
2 0/7/722//U/772/7O222//7 ZZ///Z7/O// /2/72 A
ООО /72/7ZZV2Z/J	S
C
, A0070/7//7/77Z/V02200 ^207002222
A /7022/70202/7^0/7^7 /72/77/72//ОГ
/70/70277/702/7202//
Рис. 8.9. Принципиальная электрическая схема управления системой
охлаждения типа ДЦ.
ZQa, IQb, IQc — контакты выключателей трансформатора; К20 — промежуточ-
ное реле включения рабочего н резервного вводов питания; S1F—S8F, S30F,
53/F — автоматические выключатели; К25 —реле времени; Kllt К12 —
магнитные нереверсивные пускатели рабочего н резервного вводов питания;
К1—К4 — магнитные нереверсивные пускатели охлаждающих устройств;
1—IV — охлаждающие устройства соответственно: резервного охладителя, ра-
бочего охладителя, рабочего охладителя первой дополнительной группы и
рабочего охладителя второй дополнительной группы; S1—S4, S21 — универ-
сальные переключатели; К21-*-1&6 ~ реле промежуточные; Н1 — лампа сиг-
нальная; ХЗД К$2 — контакты реле тока; El, Е2 — контакты термосигнали-
затора.
~<звое
/tesqp&iv/a difap
/С 0емтюшам7м fde#/m/J7Mffqpaflf ое^/т/^я/тххгал/
edfoda__________________cfifyfa afatffa
Д	JP	Л
контролирующих температуру масла. При срабатывании
контактов термосигнализатора происходит включение
или отключение промежуточного реле, имеющего кон-
такты в цепи управления резервным охлаждающим
устройством.
При снижении напряжения в рабочем вводе питания
ниже 85% номинального или при полном его исчезнове-
нии отключается магнитный .пускатель рабочего ввода,
который замыкает свои контакты в цепи магнитного пу-
скателя резервного ввода. Магнитный пускатель резерв-
ного ввода включает резервное питание.
При падении напряжения до 85% номинального в ра-
бочем и резервном вводах питания произойдет возврат
реле минимального напряжения. Своим замыкающим
контактом в цепи сигнализации реле дает сигнал о па-
дении напряжения.
Ручное управление каждым охлаждающим устройст-
вом осуществляется установкой универсального пере-
ключателя в схеме его управления в положение «Мест-
ное».
Цепи сигнализации
кго =ггОв ко-.
S2F
'S3F
Включение пускового
электронасоса
Неисправность электронасо-
сов системы охлаждения N
Отключение рабочего
электронасоса
S3
РОВ К21
кг~
кго
кг
Включение резервного
электронасоса.
Включение резервного
ввода питания
- Отключение .злектрвнаса-
сов системы охлаждения
Общие цепи управления
Цепи включения
системы охлаждения
На открытие
задвижек Воды
На закрытие
задвижек воды
Рис. 8.10. Принципиальная электрическая схема управления системой
охлаждения типа Ц.
(Qa, IQb, IQc — контакты выключателей трансформатора; К20 — реле проме-
жуточное для включения рабочего и резервного ввода питания; S1F—S3F,
S30F, S31F — автоматические выключатели; /У, К2 — магнитные нереверсивные
пускатели рабочего и резервного ввода питания; КЗ—КС магнитные нере-
версивные пускатели управления электронасосом; Z — пусковой (резервный)
электронасос; II, III — рабочие электронасосы; 5/—S3 — универсальные пере-
ключатели; К21, К22 — реле промежуточные; El, Е2 — контакты термосигна-
лизатора.
Защита электродвигателей насосов и вентиляторов
осуществляется автоматическими выключателями.
Электрическая схема управления системой охлажде-
ния типа Ц должна обеспечивать:
1.	Автоматическое включение всех рабочих электро-
насосов при подаче напряжения на трансформатор, если
температура верхних слоев масла в баке равна или пре-
вышает 15°С.
2.	Автоматическое отключение всех рабочих электро-
насосов при снятии напряжения с трансформатора или
при снижении температуры верхних слоев масла в баке
Рабочий, ввод
-3808
Резервный ввод
— 380В
N Я1 В1 01
fl.3 ВЗ C3N
трансформатора ниже +15°С, но только после закрытия
моторных задвижек подачи воды.
3.	Автоматическое включение пускового электронасо-
са при подаче напряжения на трансформатор, если тем-
пература слоев масла в баке трансформатора ниже
15 С.
4.	Автоматическое отключение пускового насоса при
снятии напряжения с трансформатора или при включе-
нии в работу рабочих электронасосов.
5.	Автоматическое включение резервного питания
при недопустимом снижении или исчезновении напряже-
ния в основной цепи, а также обратное переключение на
основную цепь при восстановлении в ней допустимого
напряжения.
6.	Автоматическое включение резервного маслонасо-
са вместо аварийно отключенного рабочего.
7.	Сигнализацию о включении и отключении пуско-
вого электронасоса, о включении и отключении каждого
рабочего электронасоса, о включении резервного элек-
тронасоса вместо вышедшего из строя рабочего, о пре-
кращении работы всех рабочих электронасосов, о вклю-
чении резервного источника питания.
8.	Сигнализацию о закрывании и открывании авто-
матических задвижек на линии подачи воды в маслоох-
ладители.
9.	Автоматическое включение циркуляции воды через
маслоохладители только после включения рабочих элек-
тронасосов циркуляции масла. Автоматическое отключе-
ние циркуляции воды при снижении температуры масла
ниже 15°С или при снятии напряжения с трансформа-
тора.
На рис. 8.10' показана принципиальная электрическая
схема управления системой охлаждения типа Ц.
Для автоматического управления работой системы
охлаждения автоматические выключатели необходимо
установить в положение «Включено», а универсальные
переключатели — в положение «Автоматическое».
В случае включения трансформатора при температу-
ре масла в нем ниже 15°С включается только пусковой
насос, рабочие насосы не включаются благодаря нали-
чию нормально открытых контактов пускового реле в их
пусковой цепи.
При повышении температуры масла более 15°С за-
мыкаются контакты термосигнализатора, срабатывает
Пусковое реле, включаются пусковые .цепи рабочих мае*
слонасосов и одновременно разрываются цепи питания
пускового насоса. Одновременно с пусковым реле сра-
батывает реле открывания задвижек, которое с выдерж-
кой времени включает электрическую цепь открытия
задвижек по воде. При понижении температуры масла
ниже 15°G вначале срабатывает электрическая цепь за-
крытия задвижек по воде, а затем цепь отключения
рабочих охладителей и включения пускового насоса.
Аппаратура управления работой системы охлаждения
располагается в шкафах типа ШАОТ-Ц или ШАОТ-ЭЦ.
8.6.	УСТАНОВКА ШКАФОВ УПРАВЛЕНИЯ, МОНТАЖ СИЛОВЫХ
И КОНТРОЛЬНЫХ КАБЕЛЕЙ, ПРОВЕРКА РАБОТЫ И ПРОБНОЕ
ВКЛЮЧЕНИЕ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ
Перед началом монтажа шкафа производят'внешний
и внутренний осмотр его состояния на отсутствие по-
вреждений. Во время внутреннего осмотра удаляют
транспортные крепления подвижных частей аппаратов,
консервационную смазку на контактных поверхностях
аппаратов, проверяют и подтягивают крепление аппара-
тов в шкафу.
Шкафы устанавливают на отдельном фундаменте
вблизи трансформатора, корпус шкафа шинкой соеди-
няют с общим контуром заземления.
Монтаж силовых и контрольных кабелей, предназна-
ченных для электропитания двигателей и насосов системы
охлаждения и сборки электрической схемы управле-
ния, выполняют согласно имеющимся монтажным схе-
мам и чертежам. Разводку кабелей по баку трансформа-
тора производят в металлическом рукаве, закрепляемом
скобами на стенках бака. При большом количестве ка-
белей на баке трансформатора обычно устанавливают
промежуточный клеммный шкаф. Металлические рука-
ва в местах подсоединения уплотняют при помощи хому-
тов и муфт, как описано в § 6.4. От трансформатора
к шкафу управления кабели прокладывают в кабельных
каналах или трубах.
После окончания монтажа мегаомметром на напря-
жение 500 В проверяют сопротивление изоляции всех
электрических цепей, включая статорные обмотки элек-
тровентиляторов обдува и маслонасосов. Сопротивление
изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
Для проверки работы системы охлаждения типа ДЦ
включают поочередно электровентиляторы и маслонасо-
сы. Проверяют направление вращения крыльчатки элек-
тровентилятора, отсутствие касаний лопаток вентилято-
ра за обечайку и видимых вибраций электровентилято-
ра. Направление вращения электровентилятора должно
соответствовать направлению стрелки, нанесенной на
вентиляторе. Для изменения направления вращения не-
обходимо поменять местами подключение двух любых
фаз питающего кабеля.
Включение и проверку работы электронасосов систем
ДЦ и Ц производят следующим образом.
Открывают кран на всасывающем и закрывают на
нагнетательном маслопроводе. Включают насос и про-
веряют создаваемое им давление по показаниям уста-
новленного на нем манометра. При правильном направ-
лении вращения создаваемое давление должно соответ-
ствовать паспортным данным насоса. Если насос не
создает необходимого давления, следует произвести пе-
реключение двух фаз питающего кабеля для изменения
направления вращения ротора электродвигателя.
Убедившись в правильном направлении вращения на-
соса, необходимо плавно открыть кран нагнетательного
маслопровода. При этом не следует допускать работу
электронасосов типа ТЭ с закрытой на нагнетательном
маслопроводе задвижкой более 1 мин. Электронасосы
должны работать без вибрации и шума. Рекомендуется
при запуске и работе электронасоса измерить ток об-
мотки статора, который должен соответствовать значе-
нию, указанному в паспорте.
При проверке работы электронасосов не допускается
производить их включение в следующих случаях: при
неполном заполнении их маслом, при закрытом кране
на всасывающем маслопроводе, при температуре пере-
качиваемого масла менее —45°С для насосов типа Т и
—45°С для насосов типа ТЭ, а также при отсутствии
заземления. Если температура масла в системе охлажде-
ния ниже указанных значений, перед пуском электрона-
сосов трансформатор необходимо прогреть включением
на холостой ход или одним из методов, описанных
в § 12.3.
После опробования работы электровентиляторов и
электронасосов включают систему охлаждения и прове-
ряют ее работу в течение не менее 3 ч, систему охлаж-
дения трансформаторов на напряжение-220 кВ и выше
в течение 72 ч. При работе системы охлаждения прове-
ряют отсутствие течи масла, .подсосов воздуха во вса-
сывающем маслопроводе и неисправностей в работе от-
дельных охлаждающих устройств. После опробования
работы системы охлаждения проверяют и удаляют воз-
дух из пробок охлаждающих устройств маслопровода и
пластинчатых фильтров; производят осмотр и при необ-
ходимости очистку фильтрующего пакета пластинчатых
фильтров.
8.7.	ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ
ТИПА ДЦ И Ц ПРИ НАПРАВЛЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ МАСЛА
В ТРАНСФОРМАТОРЕ
В некоторых мощных трансформаторах благодаря
особенностям конструкции их составных частей при ра-
боте системы охлаждения циркуляция масла в баке осу-
ществляется ню направленному контуру. Направленная
циркуляция масла в трансформаторе обеспечивает более
интенсивный отвод теплоты от нагревающих частей. Она
применяется главным образом для охлаждения внутрен-
них обмоток. Одновременно с направленным контуром
циркуляции масла в некоторых трансформаторах имеет-
ся и внешний, ненаправленный контур циркуляции мас-
ла в баке.
Система охлаждения трансформаторов, имеющих на-
правленный контур циркуляции, имеет некоторые конст-
руктивные особенности, связанные с необходимостью
обеспечения требуемого расхода масла по направленно-
му контуру.
Требуемый расход масла по направленному контуру
обеспечивается при помощи дросселирующих шайб, ко-
торые устанавливаются на нагнетательном маслопрово-
де каждого направленного контура (рис. 8.11,а, б).
Для измерения расхода масла в нагнетательном мас-
лопроводе устанавливается камерная диафрагма. Ка-
мерная диафрагма состоит из двух камер, между кото-
рыми находится металлическая перегородка с фиксиро-
ванным отверстием. Каждая камера имеет патрубок
для подсоединения дифманометра. При прохождении
масла через диафрагму в камерах создаются разные
давления. Разность давлений масла в камерах зависит
от скорости или расхода масла через диафрагму, за-
даваемых дросселирующими шайбами, и' измеряется
Дифманометром. По градуировочной кривой определяют
расход масла в зависимости от показаний дифманомет-
ра. Если в трансформаторе имеется несколько направ-
ленных контуров циркуляции масла, патрубки их напор-
ного маслопровода обычно объединяют общим коллекто-
Рис. 8.11. Монтаж сборных коллекторов направленной циркуляции
масла.
2 — схема направленной циркуляции масла; б — устройство камерной диаф-
рагмы; 1— бак трансформатора; 2 — патрубок; 3 — кран; 4—камерная диаф-
рагма; 5 — коллектор; 6 — патрубок для подсоединения к дифманометру; 7 —
камера диафрагмы-. 8 — диск диафрагмы; 9 — пробка; 10 — дросселирующая
шайба; 11 — направление потока масла.
ром. При этом дроссельные шайбы и камерные
диафрагмы устанавливают в каждом контуре направ-
ленной циркуляции. В напорном маслопроводе контура
направленной циркуляции устанавливают фильтр очист-
ки масла от механических примесей. Для создания цир-
куляции масла применяют маслонасосы типа 5ТЭ.
В остальном конструкция системы охлаждения
рансформаторов, имеющих направленные контуры цир-
куляции масла, не отличается от описанных в § 8.1, 8.3.
Дросселирующие шайбы устанавливают согласно их
маркировке и чертежу. Камерную диафрагму размеша-
ют таким образом, чтобы камера, имеющая маркиров-
ку «+», была расположена со стороны входа масла,
а трубки для подсоединения к дифманометру были рас-
положены вверху вертикально. При этом острая кромка
проходного отверстия диафрагмы должна быть со сто-
роны входа масла.
Для предохранения от вибраций коллектор направ-
ленной системы охлаждения выполняют на подставках,
укрепленных на фундаменте.
В процессе наладки работы системы охлаждения из-
меряют и при необходимости регулируют расход масла
по каждому направленному контуру. Расходы измеряют
при температуре масла —1-30 -г- -j-40°C. Они должны со-
ответствовать нормированным для данного трансформа-
тора значениям.
Не допускается включать в работу трансформаторы
без проверки расхода масла через контуры направлен-
ной циркуляции. Если трансформатор вводят в работу
при температуре масла ниже указанного значения, пе-
ред его включением измеряют наличие расхода масла
в контурах направленной циркуляции, а после включе-
ния и нагрева масла до требуемого значения измеряют
расход масла по контурам направленной циркуляции.
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
МОНТАЖ И НАЛАДКА УСТРОЙСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ ПОД НАГРУЗКОЙ
9.1.	ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ И ПРИНЦИП РАБОТЫ ОСНОВНЫХ
ПРИМЕНЯЕМЫХ ТИПОВ РПН
Регулирование напряжения в силовых трансформаторах осуще-
ствляют при помощи регуляторов напряжения, которые обеспечива-
ют ступенчатое изменение коэффициента трансформации без разры-
ва нагрузочного тока.
В зависимости от предъявляемых требований к регулированию
напряжения и особенностей конструкции трансформаторов в настоя-
щее время применяют различные схемы регулирования и различные
типы устройств РПН, отличающиеся между собой техническими ха-
рактеристиками и конструктивным исполнением. В приложении X
приведены основные сведения о технических данных и конструктив-
ных особенностях наиболее часто применяемых устройств РПН, ко-
торые необходимы для установления объема и последовательности
проведения работ по монтажу и наладке трансформаторов с регу-
лированием напряжения.
Обозначение отечественных устройств РПН, разработанных пос-
ле '1 января '1973 года, состоит из ‘буквенных и цифровых знаков.
По ‘порядку следования эти знаки указывают на следующие основ-
ные признаки устройства:
1.	Наименование аппарата: PH — регулятор напряжения.
2.	Число фаз: Т — для трехфазных устройств, О — для одно-
фазных.
3.	Вид токоограничивающего сопротивления: Р —- устройство
с индуктивным сопротивлением; А — с активным сопротивлением.
Отсутствие буквы означает, что устройство не имеет токоограничи-
вающего сопротивления.
4.	Наличие межфазной изоляции трехфазного устройства, со-
единенного в звезду. Цифра 0 через тире указывает на отсутствие
изоляции между фазами. Отсутствие нуля указывает иа наличие
изоляции.
5.	Далее через тире следует дробь, в числителе которой указы-
вается номинальное напряжение, в знаменателе — номинальный ток
устройства.
6.	Способ коммутации разрывающего тока: А—разрыв дуги
в воздухе; Г — в газе; В — вакууме; П — с применением полупро-
водников. Отсутствие букв означает гашение дуги в масле.
7.	Цифра впереди буквенного обозначения указывает на коли-
чество устройств, соединенных одним приводом. В конце всех обо-
значений указывается через тире год утверждения технического
проекта и номер стандарта.
Например, РНОА-110/1250-74 ГОСТ 17500-72 — регулятор на-
пряжения (PH), однофазный (О), с активным токоограничивающим
сопротивлением (А), на номинальное напряжение 110 кВ и ток
1250 А, с разрывом и гашением дуги в масле (без обозначений),
изготовленный согласно техническому проекту, утвержденному
в 1974 г. по ГОСТ 17500-72.
Устройства РПН с индуктивным токоограничивающим сопро-
тивлением, разработанные до 1973 г., обозначаются следующим
образом. Первый буквенный элемент означает: РНТ — трехфазное
устройство; РНО — однофазное. Далее через черточку следует по-
рядковый номер разработки. В последующей дроби: в числителе
указывается номинальный ток, а в знаменателе — номинальное на-
пряжение (например, РНТ-18-1200/35).
Разработанные до 1973 г. устройства РПН с активным токоог-
раничивающим сопротивлением обозначаются следующим образом.
Буквенный элемент: РНТА — трехфазное устройство, РНОА — одно-
фазное. Последующая дробь: в числителе ‘номинальное напряжение,
в знаменателе номинальный ток (например, РНОА-110/1000).
В устройствах РПН различают следующие основные составные
части:
4)	контактор, который обеспечивает переход на подготовленное
избирателем рабочее положение без разрыва нагрузочной цепи и га-
шение возникающей при этом электрической дуги;
2)	избиратель, который подготавливает необходимое рабочее по-
ложение. В некоторых конструкциях устройств РПН избиратель
имеет предызбиратель;
3)	приводной механизм, который обеспечивает переключение
контактора и избирателя;
4)	токоограничивающие сопротивления, уменьшающие коммута-
ционный ток, возникающий в процессе переключения.
Устройства РПН, имеющие индуктивное токоограничивающее
сопротивление, называются реакторными устройствами, а имеющие
активное токоограничивающее сопротивление — резисторными.
Устройства РПН имеют две параллельные токоведущие цепи
(или два плеча), работающие либо параллельно, либо поочередно.
Рис. 9.1. Последовательность работы контактов реакторного
устройства РПН в процессе переключения нечетной ступени на чет-
ную ступень.
I— VII — положения контактов устройства при переключении; 1, 2, 3... п —
ступени регулирования; KI, Ш — контакты соответственно контактора и из-
бирателя левого плеча; К2, И2 контакты соответственно контактора и из-
бирателя правого плеча; R — токоограннчивзющнй резистор.
Контактор и избиратель имеют подвижные и неподвижные контакты.
Неподвижные контакты избирателя соединяются с соответствующи-
ми отпайками регулировочной обмотки, а подвижные — с неподвиж-
ными контактами контактора.
При помощи подвижных контактов контактора и избирателя,
которые механически через изоляционные детали соединены с при-
водным механизмом, осуществляется последовательное переключение
отпаек регулировочной обмотки.
Ниже рассмотрены схемы соединения и принцип работы различ-
ных типов устройств РПН и отдельных их узлов. Эти сведения не-
обходимы при монтаже и .наладке устройств РПН для правильной
оценки полу генных характеристик устройства.
На рис. 9.1 показана последовательность работы контактов реак-
торного устройства РПН при переключении с -нечетной на четную
ступень.
Положение 1 — рабочее. Ток нагрузки протекает по правому и
левому плечу устройства.
Положение II. Контакт К2 разомкнут. Ток нагрузки протекает
по левому плечу устройства РПН. Правое плечо обесточено.
Положение III. Подвижный контакт И2 избирателя перешел на
следующую отпайку.
Рис. 9.2. Последовательность работы контактов резисторного
устройства РПН в процессе переключения с нечетной ступени на
четную ступень.
I, II, III — положение контактов устройства при переключении;. К1, И/— кон-
такты соответственно контактора и избирателя нечетного плеча; К2, И2 —-
контакты соответственно контактора и избирателя четного плеча; К — токо-
ограничнвающий резистор.
Положение IV. Контакт К2 замкнут. Ток нагрузки протекает по
обоим -плечам устройства. Протекает циркулирующий ток, который
определяется токоограничивающим индуктивным сопротивлением и
напряжением ступени. Такое положение 'называется «мост» и в не-
которых устройствах используется как рабочее.
Положение V. Контакт К1 разомкнут. Ток нагрузки протекает
по правому плечу устройства.
Положение VI. Подвижный контакт И1 избирателя перешел на
следующую отпайку 2.
Положение VII — рабочее. Контакт К1 контактора замкнут. Ток
нагрузки протекает по правому и левому плечам устройства РПН.
Полный цикл переключения с отпайки / на отпайку 2 завершен.
При работе по схеме рис. 9.1 контакты левого и правого плеч
устройства коммутируют последовательно все отпайки регулировоч-
ной обмотки. Такая схема соединения регулировочных обмоток с ре-
гулятором называется прямой и применяется главным образом
с реакторными устройствами. Если контакты правого плеча устрой-
ства коммутируют только четные отпайки регулировочной обмотки,
а контакты левого плеча — только нёчетные отпайки, схема соедине-
ния называется «со сдвигом». В таких схемах контакты контактора
и избирателя, коммутирующие нечетные отпайки регулировочной
обмотки, называют нечетными, а коммутирующие четные отпайки —
деТбЫМй Соответствующие им токбвёдуЩЙе цепи называют чеТньШй
и нечетными плечами.
В 'Схемах «со сдвигом» применяются резисторные устройства
РПН. На рис. 9.2 показана последовательность работы' контактов
резисторного устройства РПН в процессе переключения с нечетной
на четную ступень.
Положение I — рабочее. Ток нагрузки протекает по нечетному
плечу устройства.
Положение II. Подвижный контакт И2 избирателя перешел на
следующую отпайку 2.
Положение III— рабочее. Контактор переключен с нечетного
в четное положение. Ток нагрузки протекает по четному плечу
устройства.
Рис. 9.3. Последовательность работы кон-
тактов контактора типа КНОА.
I—VII —< положение контактов при переключении;
К1Г, К1В, К.1Д — соответственно главные, вспомо-
гательные и дугогасительные контакты нечетного
плеча; К2Г, К2В, К2Д— соответственно главные,
вспомогательные и дугогасительные контакты
четного плеча; — токоограничивающнй резистор.
В резисторных устройствах РПН применяются быстродействую-
щие контакторы, обеспечивающие переключение четного и нечетного
плеч устройства без разрыва электрической цепи. Такие контакторы
имеют несколько типов контактов, выполняющих различные функции
при переключении.
Применяемый в отечественных резисторных устройствах РПН
контактор типа КНОА имеет главные, вспомогательные и дугогаси-
тельные контакты.
Главные контакты предназначены для пропускания тока на-
грузки, вспомогательные — для предохранения обгара главных кон-
тактов в процессе переключения и дугогасительные — для гашения
возникающей в электрической цепи дуги.
На рис. 9.3 показана последовательность работы контактов кон-
тактора типа КНОА при переключении с нечетного в четное поло-
жение.
Положение I — рабочее. Ток нагрузки протекает по главным
контактам нечетного плеча К1Г.
Положение II. Контакты К1Г разомкнуты. Ток нагрузки проте-
кает по вспомогательным контактам К1В нечетного плеча.
Положение Ill. Контакты К1В разомкнуты. Ток нагрузки про-
текает по дугогасительным контактам К1Д нечетного плеча. При
размыкании контактов К1В возникает электрическая дуга.
Положение IV. Замкнуты дугогасительиые контакты четного
плеча К.2Д. Ток нагрузки протекает по дугогасительным контактам
обоих плеч. Протекает циркулирующий ток, который определяется
токоограничивающими сопротивлениями и напряжением ступени (по-
ложение «Мост»).
Положение V. Контакты К1Д разомкнуты. Ток нагрузки проте-
кает по дугогасительным контактам четного плеча. При размыкании
контактов К1Д возникает электрическая дуга.
Положение VI. Замкнуты контакты К2Д и К2В. Ток нагрузки
протекает по вспомогательным контактам четного плеча.
Положение VII — рабочее. Замкнуты контакты К2В, К2Г и К2Д.
Ток нагрузки протекает по главным контактам четного плеча. Про-
цесс переключения контактора происходит в течение 50—60 мс.
Возникающая при размыкании контактов электрическая дуга гасится
в масле контактора в процессе быстрого переключения контактов.
Для успешного гашения дуги время от срабатывания разрывающих
электрическую цепь контактов до замыкания контактов ранее обе-
сточенного плеча должно быть не менее установленных для данного
контактора норм.
Время работы контактов контактора в положении «Мост» долж-
но быть достаточным для обеспечения переключения без разрыва
нагрузочной цепи с учетом износа контактов в процессе переклю-
чения.
Для расширения диапазона регулирования в трансформаторах
применяют схемы с реверсированием регулировочной обмотки н
включением грубой ступени регулирования.
Регулирование напряжения в этих схемах осуществляют при по-
мощи устройств РПН, имеющих предызбиратели.
В трансформаторах, имеющих схему регулирования с реверси-
рованием, главная часть обмотки рассчитана на номинальное на-
пряжение, а регулировочная часть обмотки РО — иа половину диа-
пазона.
На рис. 9.4 показано регулирование напряжения с помощью ре-
версирования регулировочной части обмотки.
Положение I. Оно соответствует минимальному значению регу-
лируемого напряжения. Напряжение РО вычитается из напряжения
главной части обмотки. Далее при последовательном переключении
устройства на крайнюю ступень регулировочная обмотка постепенно
выводится из работы. Это приводит к увеличению регулируемого
напряжения.
Положение II. Устройство РПН переключено на крайнюю сту-
пень регулировочной обмотки. Регулировочная часть обмотки пол-
ностью выведена с работы. Регулируемое напряжение соответствует
номинальному значению.
Положение III. Устройство РПН переключено на восьмую сту-
пень. Ток нагрузки протекает по четному плечу. После этого про-
исходит переключение контактов предызбирателя П н реверсирова-
Рис. 9.4. Регулирование напряжения устройством РПН с реверси-
рованием регулировочной обмотки.
I—V — положение контактов устройства РПН при переключении; 1—8 — сту
пени регулирования; К1, Ш — контакты соответственно контактора и избира-
теля нечетного плеча; К2, И2 — контакты соответственно контактора н изби-
рателя четного плеча; П — контакт предызбирателя; РО — регулировочная
О'ёмотка; ГО — главная обмотка; R1 и RS — токоограничивающне резисторы.
Рис. 9.5. Регулирование напряжения устройством РПН с включе-
нием грубой ступени.
1—V — положения контактов устройства РПН при переключении; 1—11 — сту-
пени регулирования; К/, И1— контакты соответственно' контактора и избира-
теля нечетного плеча; К2, И2— контакты соответственно контактора и изби-
рателя четного плеча; 77 —контакт предызбирателя; ТС —обмотка тонкой
ступени; ГС — обмотка грубой ступени; ГО — главная обмотка; 7?7. R2 — то-
коограничивающие резисторы.
}ше обмоГки РО. Регулируемое напряжение rio- сравнению 'С йбложё-
нием II не изменилось.
Положение IV. Устройство РПН перешло на первую ступень.
Регулируемое напряжение не изменилось.
Далее, при последовательном переключении устройства в край-
нюю седьмую ступень регулирования, РО постепенно вводится в ра-
боту. Это приводит к дальнейшему повышению регулируемого на-
пряжения.
Положение V. Соответствует максимальному значению регули-
руемого напряжения. Напряжение РО складывается с напряжением
главной части обмотки. В трансформаторах, имеющих схему регули-
рования с грубой ступенью, РО имеет грубую и тонкие ступени.
Число витков грубой ступени равно сумме витков тонких ступеней
регулирования.
На рис. 9.5 показан принцип регулирования напряжения РПН
с включением грубой ступени.
Положение I. Оно соответствует максимальному значению ре-
гулируемого напряжения. Напряжение грубой и тонких ступеней
регулирования складывается с напряжением главной части обмотки.
При последовательном переключении устройства на крайнюю девя-
тую ступень регулирования постепенно выводятся из работы ступе-
ни тонкой регулировки и снижается регулируемое напряжение.
Положение II. Соответствует номинальному значению регулируе-
мого напряжения. Все ступени тонкого регулирования полностью
выведены из работы.
Положение III. Устройство РПН перешло на десятую ступень
регулирования. После этого переключились контакты предызбирате-
ля П. Напряжение не изменилось.
Положение IV. Устройство РПН перешло «а первую ступень.
Грубая ступень выведена из работы. Напряжение не изменилось.
При последовательном переключении устройства на крайнюю девя-
тую ступень происходят постепенный вывод ступеней тонкого регу-
лирования из работы и дальнейшее снижение регулируемого на-
пряжения.
Положение V. Соответствует минимальному значению регулируе-
мого напряжения. Выведены из работы грубая и тонкая ступени
регулирования.
9.2.	МОНТАЖ РЕАКТОРНЫХ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
а) Конструкция и принцип действия РПН
Перед монтажом и наладкой переключающего устройства .необ-
ходимо ознакомиться с его конструкцией и кинематической схемой
работы по имеющейся технической эксплуатационной документации.
Реакторные переключающие устройства могут быть трехфазного
(РНТ-9, РНТ-13, РТН-18, РНТ-20) и однофазного (РНО-9, РНО-13,
PHO-18, РНО-20) исполнений. Они применяются для регулирования
напряжения сравнительно небольших трансформаторов напряжения
10 и 35 кВ.
В связи с широким освоением резисторных РПН применение
реакторных устройств РПН в новых конструкциях трансформаторов
сократилось.
На рис. 9.6 показана компоновка переключающего устройства
РНТ-20 в трансформаторе.
Избир атель устройства состоит из трех сдвоенных переключа-
телей и трех реверсоров (по одному «а фазу), которые смонтирова-
ны на общей раме и установлены в баке трансформатора .на верх-
них консолях активной части.
Контактор состоит из трех правых и трех левых главных кон-
тактов, расположенных на изоляционной плите. С другой стороны
плиты установлены три металлокерамических дугогасительных кон-
такта контактора (по одному на фазу). Плита установлена в проеме
бака трансформатора таким образом, что главные контакты нахо-
дятся в баке трансформатора, а дугогасительные — в баке кон-
тактора.
Рис. 9.6. Компоновка устройства РНТ-20 в трансформаторе.
1—	привод; 2— нониусная муфта; 3— сливной кран; 4— силикагелевый осу-
шитель; 5 — вертикальный вал; 6 — бак контактора; 7 — маслоуказатель бака
контактора; в —люк; В — дугогасительиые контакты; 10— гетинаксовая пли-
та; 11 — главные контакты контактора; 12—переключатель; 13 — реактор; 14—
активная часть трансформатора.
Бак контактора заполнен маслом до уровня, контролируемого
установленным на нем маслоуказателем. Надмасляное пространство
бака контактора соединено с окружающей средой через воздухо-
осушитель, заполненный силикагелем. На баке имеются заливной
патрубок с краном, устройство для отбора пробы масла, люки для
обслуживания узлов РПН.
Токоограничивающий трехфазиый реактор устройства помещает-
ся в баке трансформатора. Приводной моторный механизм устрой-
ства закрепляется на стенке бака трансформатора, под контактор-
ным баком. Вращение электродвигателя привода при помощи вер-
тикального вала передается расположенному в баке контактора
кулачковому механизму, обеспечивающему поочередное размыкание
и замыкание дугогасительных контактов. Через конический редуктор
движение передается горизонтальному валу, затем через кулачковый
механизм — главным контактам контактора и через систему зубча-
тых передач и изолирующих валов—контактам переключателя
(рис. 9.7). Кинематическая схема обеспечивает 'переключение со сту-
пени на ступень без разрыва цепи нагрузочного тока.
Вертикальный и горизонтальный валы ооорудованы маслоплот-
ными сальниками, предотвращающими переток масла из трансфор-
матора в контактор и течь масла из бака контактора. На обоих
валах имеются нониусные фланцевые соединения, которые служат
Рис. 9.7. Электрическая и кинематическая схемы устройства
РНТ-20-625/35.
1 — вертикальный вал; 2 — двусторонний кулачок; 3 — привод; 4 — отверстие
для установки ручки; 5 — избиратель правого плеча; 6 — избиратель левого
плеча; 7 — мальтийская шестерня левого плеча; 8 — мальтийская шестерня
правого плеча; 9 — предызбиратель; 10 — односторонний кулачок; 11 — кон-
такты контактора левого плеча; 12 — контакты контактора правого плеча;
13 — горизонтальный вал; 14— дугогасительный контакт.
для регулирования строгой последовательности работы отдельных
узлов кинематической схемы. Необходимая последовательность ра-
боты электрических контактов при переключении показана на
рис. 9.1.
6] Особенности монтажа реакторных устройств РПН
По прибытии к месту назначения проверяют отсут-
ствие внешних повреждений устройства, течи масла из
бака контактора и уровень масла в нем. Все обнаружен-
ные повреждения и течи должны быть устранены. Масло
должно быть видно в стекле маслоуказателя.
, Для оценки состояния изоляции контактора опреде-
ляют пробивное напряжение масла в баке контактора,
которое должно быть не менее 35 кВ. В случае сниже-
ния пробивного напряжения масла ниже 35 кВ его не-
обходимо заменить. Если предполагается длительное
хранение трансформатора до начала монтажа, в возду-
хоосушителе контактора необходимо заменить силика-
гель.
Приводные валы контактора и переключателя сочле-
нены между собой после испытаний на заводе-изготови-
теле и дополнительной регулировки не требуют. В слу-
чае наличия повреждения или расчленения приводных
валов контактора и переключателя необходимо после
устранения повреждения через люки, при слитом масле,
проверить, на какой ступени регулирования находится
избиратель и в каком положении контактор, установить
их в соответствующее положение и сочленить валы. Пос-
ле этого производят сочленение привода устройства,
если он не установлен при изготовлении. Перед сочле-
нением привод необходимо надежно закрепить на баке
трансформатора и установить на ту ступень регулиро-
вания, в которой находится избиратель. Сочленение ва-
лов производят при помощи нониусной муфты. При со-
единении нониусных муфт необходимо обращать внима-
ние на точное прилегание фланцев муфты друг к другу,
отсутствие люфта при установке штифтов, надежную
затяжку креплений.
в] Проверка работы переключающего устройства
После сборки переключающего устройства измеряют
коэффициент трансформации и сопротивление постоян-
ному току обмоток трансформатора, а затем визуально
проверяют очередность работы контактора и избирате-
ля, правильную фиксацию подвижных контактов в рабо-
чем положении, работу механических упоров привода
регулятора в крайних положениях. Для этого вручную
при помощи рукоятки прокручивают устройство по все-
му диапазону регулирования. Затем снимают диаграмму
последовательности работы электрических контактов
устройства в зависимости от угла поворота выходного
вала привода или круговую диаграмму.
Круговая диаграмма снимается при переключении
с одной ранее выбранной ступени регулирования на дру-
гую и в обратном направлении.
На рис. 9.8 даны принципиальная схема снятия кру-
говой диаграммы устройства типа РНТ-20 при помощи
сигнальных ламп и типовая круговая диаграмма. Пита-
ние подается со стороны регулируемой обмотки, осталь-
П*7
&
Рис. 9.8. Круговая диаграмма устройства РНТ-20.
а — электрическая схема; б —круговая диаграмма; KI, К2, КЗ —контакты
контактора соответственно левого, правого плеча устройства и дугогаситель-
иый; И1, И2 — контакты избирателя соответственно левого и правого плеча
устройства; П — контакты предызбнрателя; ЛС1, ЛС2—сигнальные лампы;
а — угол поворота вала до размыкания главного контакта контактора; Р —
угол поворота вала от размыкания главного контакта до размыкания дуго-
гасительного контакта контактора; у —угол поворота вала от размыкания
дугогасителыюго ' контакта контактора до размыкания контактов избирателя
или предызбнрателя; б — угол поворота вала от размыкания контакта пред-
ызбирателя до размыкания контакта избирателя; 0 — угол поворота вала
между размыканием и замыканием контактов устройства при переключении
₽ прямую и обратную сторону.
ные обмотки закорочены. Лампа ЛС2 подсоединена
к дугогасительным контактам. Обычно применяются
лампы на напряжение 12-—24 В.
Как правило, круговую диаграмму снимают одновре-
менно на всех трех фазах устройства, т. е. в схеме име-
ются три лампы ЛС2. Для сборки схемы измерения от-
крывают люки на крышке >бака контактора, чтобы иметь
доступ к дугогасительным контактам контактора. Схема
собирается на переменном напряжении 220 или 380 В.
Для отсчета углов на корпусе привода устанавлива-
ют круговую шкалу, разделенную на 360°, а на выход-
ном валу — указательную стрелку. Ось вала должна про-
ходить строго в центре круговой шкалы, перпендикуляр-
но ее плоскости.
Круговую диаграмму снимают следующим образом:
. 1. После сборки схемы устанавливают устройство на
исходную ступень. Переключая устройство вручную,
убеждаются в правильности работы сигнальных ламп.
При закрытых контактах контактора и избирателя лам-
па ЛС2 не горит. В процессе переключения последова-
тельно открываются контакты К1, затем КВ. При от-
крывании контактов КВ лампа ЛС2 загорается, затем
при последующем открывании контакта избирателя
И1 — гаснет. Далее контакт И1 переходит на следую-
щую ступень — лампа загорается; контакт КВ закры-
вается— лампа гаснет. Такой же порядок работы лам-
пы соблюдается при переключении контактов второго
плеча устройства.
2.	Снова устанавливают устройство на выбранную
исходную ступень. При этом направление вращения при-
вода до установки устройств на выбранную ступень
должно обязательно совпадать с направлением его дви-
жения при снятии диаграммы. Это необходимо для того,
чтобы все люфты переключающего устройства были вы-
браны в направлении вращения и не вносили ошибки
при измерении углов. После этого указательную стрелку
'устанавливают на нулевое деление шкалы и в дальней-
шем положение шкалы не изменяют. В исходном поло-
жении (это положение является рабочим) все контакты
замкнуты и лампа не горит. Исходное или рабочее по-
ложение определяется по указателю привода устройства.
3.	Медленно вращают рукоятку привода в сторону
следующего положения. По загоранию и затуханию лам-
пы определяют последовательное переключение контактов
работающего плеча устройства в зависимости от угла
поворота выходного вала привода.
4.	Таким же образом снимают круговую диаграмму
при переключении устройства в обратном направлении.
Если необходимо проверить работу контактов
предызбирателя, дополнительно снимают круговую диа-
грамму между ступенями, где они переключаются. Раз-
мыкание и замыкание контактов предызбирателя П от-
мечаются так же, как у контактов избирателя И1 и И2.
В практике иногда возникает необходимость провер-
ки работы главных контактов контактора отдельно от
дугогасительных. Для этого между дугогасительным и
одним из главных контактов (например, К/) закладыва-
ют изоляционные прокладки, а сигнальную лампу ЛС1
подсоединяют к главному контакту второго плеча К.2.
Для доступа к главным контактам открывают люк
на крышке бака трансформатора, поэтому эти работы
необходимо проводить до полной сборки трансформа-
тора, когда масло в баке не доходит до уровня крышки.
В дальнейшем круговую диаграмму снимают, как
описано выше. При открывании главного контакта К2
лампа ЛС1 загорается, далее при последующем откры-
вании контакта И2 — гаснет и загорается при замыка-
нии контакта И2 на следующую ступень. Далее пере-
ставляют изолирующую прокладку из контактов К1
в контакты К2, а сигнальную лампу ЛС1 подсоединяют
к контактам К1 и, продолжая вращение в ту же сторо-
ну, определяют последовательность работы контактов
второго плеча устройства до достижения рабочего по-
ложения на следующей ступени. По полученным значе-
ниям строят круговую диаграмму и сравнивают ее с ти-
повой.
Снятая диаграмма может отличаться от типовой, но
во всех случаях угол -у должен быть не менее 20°, а угол
а + р не должен отличаться больше чем на 10° от ука-
занного на типовой диаграмме. Угол 0, определяющий
люфт в механизме устройства, должен быть не
более 3°.
В случае несоответствия углов работы контактов
устройства РПН нормированным значениям производят
регулирование сочленения углов устройства нониусными
муфтами.
Необходимого значения угла а + р добиваются регу-
лированием нониусной муфты вертикального вала,
а угла -у — регулированием нониусной муфты горизон-
тального вала. Для уменьшения угла >6 требуется устра-
нение люфтов в муфтах, шарнирных соединениях рыча-
гов и тяг, кулачковых механизмах, мальтийских и зуб-
чатых передачах, шпоночных и штифтовых соединениях.
Углы р и 6 при монтаже не регулируются. Однако
следует учитывать, что малое значение угла р в процессе
работы может привести к появлению дуги на главных
контактах контактора и вследствие этого к их повреж-
дению. Для того чтобы обеспечить отсутствие дуги на
контактах предызбирателя, угол б должен быть мини-
мальным. Зоны разомкнутого состояния контактов изби-
рателя и предызбирателя должны располагаться сим-
метрично.
В этом параграфе рассмотрены особенности конст-
рукции, монтаж и наладка устройства типа РНТ-20. Ре-
акторные РПН других типов имеют подобную конструк-
цию и тот же принцип работы; монтаж и наладку их
производят аналогично.
9.3.	МОНТАЖ ПОГРУЖНЫХ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
ТИПА РНОА
а]	Особенности конструкции и кинематическая схема
Технические данные выпускаемых в 'Настоящее время переклю-
чающих устройств приведены в приложении X.
Устройство типа РНОА .состоит из контактора, избирателя и
привода, изготавливаемых в виде отдельных узлов (рис. 9.9). Про-
мышленностью выпускаются два типоисполнения контактора (на
токи 1250 и 2000 А) и несколько типоисполнений избирателя, отли-
чающихся между собой по 'номинальному току ('1250 и 2000 А),
классу напряжения, количеству ступеней регулирования и наличию
предыизбирателя. Конструкция сочленения узлов контактора и изби-
рателя унифицирована, что дает возможность получить широкий
диапазон ' изменения технических данных устройства, сочленяя
различные типоисполнения контакторов и избирателей.
Основным узлом контактора является выемная часть, которая
размещена в герметичном корпусе. Выемная часть состоит из смон-
тированных в бакелитовом цилиндре механизма переключения типа
КНОА, токоограничивающих сопротивлений и деталей передачи дви-
жения.
Корпус контактора состоит из бакелитового цилиндра, на кото-
ром размещены втычные электрические контакты, .металлической
крышки, верхнего и нижнего фланцев.
На верхнем фланце расположены поворотный конический редук-
тор, который служит для сочленения механизма устройства с при-
водом, а также патрубки для слива масла из емкости контактора
и соединения ее с расширителем. Сливной патрубок подсоединен
к трубке, конец которой находится на дне корпуса контактора.
В некоторых конструкциях РПН на верхнем фланце предусмо-
трены домкратные винты, позволяющие опустить и закрепить устрой-
ство на активной части при демонтаже «колокола» бака.. На боко-
вой стенке верхнего фланца имеются стеклянный указатель наличия
масла и пробка для выпуска зоздуха при заполнении контактора
маслом.
В крышку контактора вмонтирована предохранительная мембра-
на, которая разрушается при недопустимом повышении давления
Рис. 9.9. Переключающее устройство типа РНОА.
1 — избиратель; 2 — контактор; 3 — переходный фланец крышки; 4 — бакели-
товая труба маслосливного устройства; 5—поворотный редуктор; 6—вал; 7 —
угловой редуктор; 3 — вал, 9 — домкратный винт; 10 — дискретный датчик
указателя положений; // — датчик ДТК; /2—привод, /3 — транспортная
крышка; 14— рабочая крышка; /5 —мембрана; 1S — смотровое стекло ука-
зателя; /7 —указатель положения; 78 —крышка; 19— палец; 20 — пробка
выпуска воздуха; 21 — маслоуказатель; 22 — защитное реле; 23 — сливной па-
трубок.
в корпусе контактора. На время транспортировки стеклянный'масло-
указатель и мембрана закрывают защитными транспортными крыш-
ками, а механизм переключения фиксируют от проворачивания сто-
порным пальцем, который устанавливают через отверстие в крышке
корпуса контактора и закрывают заглушкой. На крышке также рас-
положено смотровое стекло указателя положения устройства, за-
крытое защитной крышкой.
Конструкция контактора позволяет вынимать для осмотра или
ревизии расположенную внутри корпуса выемную часть без слива
масла из трансформатора.
Подвижная система механизма переключения контактора пред-
ставляет собой шарнирный четырехзвенник с тремя подвижными
звеньями (рис. 9.10). Подвижные электрические контакты контак-
тора закреплены на крайних подвижных звеньях, а неподвижные
контакты — на вертикальных стойках. Для быстрого переключения
контактов контактора применяется пружинный механизм, состоящий
из двух тарированных пружин, закрепленных одним концом к при-
водному механизму (каретке), а другим — к среднему эвену четы-
рехзвеиника. В рабочем положении устройства надежное нажатие
подвижных контактов на неподвижные обеспечивается благодаря
устойчивому положению четырехзвенника. Такое положение меха-
низма переключения в практике называют «замок». В процессе пе-
реключения при возвратно-поступательном движении каретки, обес-
печиваемом кинематикой устройства, происходит вначале взвод
пружины и вывод механизма переключения из замка, а затем быст-
рое переключение подвижных контактов.
Контакторы на номинальный ток 1250 А имеют один механизм
•переключения, контакторы на ток 2000 А — два спаренных механиз-
ма переключения. Одновременность переключения спаренных меха-
низмов обеспечивается синхронизирующими связями, а равномер-
ность распределенных токов между контактами механизмов — при
•помощи делителей тока. Контактная система спаренных механизмов
в рабочем положении шунтируется контактами шунтирующего ножа.
Возвратно-поступательное движение шунтирующего ножа осущест-
вляется при помощи отдельной каретки.
Избиратель располагается в нижней части устройства и меха-
нически соединен с корпусом контактора. Он имеет две располо-
женные друг над другом системы электрических контактов четного
м нечетного плеч устройства (рис. 9.10). Контактная система состо-
ит из подвижных и неподвижных контактов ламельного типа.
Неподвижные контакты смонтированы на изоляционных стойках,
которые прикреплены к верхнему и нижнему фланцам избирателя,
подвижные контакты при помощи контактодержателя закреплены на
валу избирателя.
Для увеличения диапазона регулирования большинство
устройств типа РНОА имеют предызбиратели, которые расположе-
ны сбоку от избирателя. Неподвижные контакты предызбирателя
крепят на изоляционных стойках, а подвижные ламельного типа —
к валу предызбирателя.
Рисунок 9.10 поясняет работу устройства типа РНОА.
Вращательное движение выходного вала привода через систему
конических и цилиндрических шестеренчатых передач передается на
кривошипный поводок каретки, вызывая ее возвратно-поступатель-
ное движение, которое обеспечивает условия для переключения кон-
тактов контактора. Одновременно это движение передается на по-
Рис. 9.10. Кинематическая и электрическая схема устройства типа
РНОА.
К1, И1 — нечетное плечо соответственно контактора и избирателя; К2, И2 —
четное плечо соответственно контактора и избирателя; 77 — предызбиратель;
7 — рычажный четырехзвеииик контактора; 2 — стойка неподвижных контак-
тов контактора; 3— пружинный механизм; 4— каретка; 5 — нониусная муф-
та; 6— токосъемное кольцо; 7— контактодержатель с контактами; S —пово-
док; 9 — муфта свободного хода; 10—‘Привод; II — приводной вал избира-
теля для четных контактов; 12 — приводной вал избирателя для нечетных
контактов; 13 — шпонка; 14 — контактодержатель; 15 — ламель; 16 — регули-
ровочная пружина; 17 — неподвижный контакт.
ЁбДКи четных и нечетных положений избирателя, которые, заходя
в зацепление и поворачивая соответствующие 'Мальтийские шестерни,
вызывают перемещение подвижных контактов избирателя. Движение
на поводки передается через муфту свободного хода, которая обес-
печивает переход устройства в обратное положение без переключе-
ния контактов избирателя. На одном валу с мальтийской шестерней
нечетных положений укреплен поводок предызбнрателя. Необходи-
мая последовательность работы привода, контактора и избирателя
в процессе переключения обеспечивается путем правильного сочлене-
ния узлов кинематической схемы. Работа электрической схемы
устройства описана в § 9.1.
Погружные РПН устанавливают .на баке трансформатора и за-
крепляют фланцем корпуса контактора непосредственно или через
переходный фланец. Избиратель и изоляционная часть корпуса кон-
тактора расположены внутри трансформатора. Контактор заливают
маслом, которое благодаря герметичности корпуса не сообщается
с маслом трансформатора. На баке трансформатора предусмотрены
люки для осмотра избирателя при слитом масле. Переключение
устройства осуществляют от приводного механизма типа ПДП-4У,
который закрепляют на стенке бака трансформатора.
6]	Монтаж устройств РПН
По прибытии трансформаторов с погружными рези-
сторными устройствами РПН на место назначения про-
веряют отсутствие повреждений, следов утечки масла на
корпусе контактора и состояние заводской пломбировки.
Особое внимание следует обратить на состояние уплот-
нения переходного фланца, которым устройство крепит-
ся к баку, так как появление неплотности в’этом месте
может вызвать увлажнение изоляции трансформатора.
Для оценки состояния изоляции после прибытия про-
веряют уровень влагосодержания и пробивное напряже-
ние масла в корпусе контактора. Уровень масла должен
находиться в пределах стекла маслоуказателя. Если
в стекле масло не просматривается, необходимо снять
крышку корпуса контактора и проверить действитель-
ный его уровень. Отбор пробы масла для анализа осу-
ществляют через сливной патрубок. Пробивное напряже-
ние масла должно быть не менее 45 кВ. При меньшем
значении пробивного напряжения масло необходимо за-
менить.
Влагосодержание масла должно быть не более
25 г/т. При большем значении влагосодержания необ-
ходимо сменить масло и провести подсушку изоляции,
а при обнаружении внутри сконденсированной влаги
контактор необходимо высушить.
При длительном хранении трансформатора полость
контактора соединяют с расширителем и заполняют су-
хим трансформаторным маслом до уровня маслоуказа-
теля расширителя. Расширитель контактора соединяют
с окружающей средой через воздухоосушитель с сухим
силикагелем. В период хранения контролируют уровень
масла в расширителе устройства и пробивное напряже-
ние масла в контакторе.
Демонтированные узлы и детали устройства РПН,
транспортируемые отдельно, должны храниться в закры-
тых отапливаемых помещениях при положительной тем-
пературе и влажности не более 80%. В процессе монта-
жа трансформаторов производятся расконсервация и под-
готовка устройств РПН к работе.
На баке трансформатора закрепляют привод и угло-
вой редуктор, устанавливают привод в положение, на ко-
тором находится механизм устройства, устанавливают и
сочленяют горизонтальный и вертикальный валы. Перед
сочленением необходимо проверить наличие смазки в ре-
дукторах, во фланцевых и телескопических соединениях
валов. При сочленении допускается разворачивать пово-
ротный редуктор путем ослабления затяжки крепящих
его полуколец. После этого удаляют расположенный
в корпусе палец стопорения механизма устройства.
Положение механизма устройства определяют по
указателю положения. Если производились работы по
расчленению механизмов контактора и избирателя, не-
обходимо проверить соответствие положений указателя,
контактов контактора и избирателя. При вакуумирова-
нии трансформатора полость контактора, а также по-
лость между диафрагмой и транспортной крышкой
должны быть соединены вакуум-проводами с баком
трансформатора во избежание повреждений диафрагмы
и нарушения уплотнений контактора от разности давле-
ний.
После вакуумирования и заливки трансформатора
маслом удаляют транспортные заглушки предохрани-
тельной мембраны указателя положения и указателя на-
личия масла и вместо них устанавливают защитные ра-
бочие крышки.
Контактор соединен с расширителем маслопроводом,
в котором установлено защитное реле РГЧЗ-66. Нижний
элемент реле включен в цепи отключения. Заполнение
контактора маслом производят через расширитель кон-
тактора. После заполнения уровень масла в контакторе
и расширителе должен быть в пределах маслоуказате-
лей. Под крышкой контактора образуется «подушка»
сжатого воздуха, которая служит для компенсации дав-
ления в корпусе при разрыве контактором электрической
дуги.
в)	Проверка и наладка работы устройства РПН
После монтажа и заполнения маслом проверяют со-
стояние и работу устройства РПН и выполняют следую-
щие операции:
1)	проверяют коэффициент трансформации и актив-
ное сопротивление регулируемых обмоток на всех поло-
жениях устройства;
2)	проверяют работу устройства на всем диапазоне
регулирования при переключении вручную рукояткой
привода (при переключении указатели положения при-
вода и устройства должны показывать одинаковые зна-
чения), при переходе за крайние положения переключе-
нение должно стопориться механическим упором на при-
воде. При срабатывании механизма контактора должен
быть слышен четкий металлический звук переключения.
Во избежание выхода механизма контактора из «замка»
не следует производить его переключение без наличия
масла в корпусе контактора;
3)	определяют угол поворота выходного вала приво-
да, при котором срабатывает контактор. Эта проверка
определяет правильность сочленения устройства с при-
водом. В момент срабатывания контактора (определяе-
мый по звуку) фиксируют угол поворота выходного ва-
ла по лимбу на приводе. Такую проверку производят
для нескольких положений при переключении в одну и
другую сторону. Полученные значения должны соответ-
ствовать нормированным для данного устройства зна-
чениям. При несоответствии регулируют сочленение но-
ниусными муфтами;
4)	измеряют наибольший крутящий момент на валу
привода при переключении устройства РПН. Для этого
динамометром измеряют усилие на ручке привода в мо-
мент, когда полностью взведены пружины контактора
(перед срабатыванием механизма контактора). Значение
крутящего момента при вращении рукоятки по часовой
стрелке и обратно не должно быть больше нормирован-
ных для данного устройства РПН значений. Превыше-
ние нормированных значений крутящего момента свиде-
тельствует о нарушениях в кинематической схеме устрой-
ства РПН: перекосе, поломках, заедании й др.
г)	Ревизия устройства РПН
' Ревизию устройства РПН производят при наруше-
нии условий транспортировки и хранения РПН. В про-
цессе ревизии осматривают избиратель и контактор, сни-
мают круговую диаграмму работы устройства и осцил-
лограмму работы контактора.
Для осмотра избирателя необходимы слив масла и
разгерметизация трансформатора, поэтому слив масла
обычно совмещают с установкой комплектующих узлов,
требующих разгерметизации. При осмотре проверяют
отсутствие смещений, перекосов, поломок, повышенного
натяжения отводов от обмоток, течи масла из корпуса
контактора, а также крепление и стопорение резьбовых
соединений. Все обнаруженные неисправности должны
быть устранены. Для проверки состояния узлов и дета-
лей кинематической схемы передачи движения и работы
электрических контактов избирателя производят не ме-
нее двух циклов переключения вручную, обращая особое
внимание на качество образующихся электрических кон-
тактов.
Для ревизии контактора нужно вынуть выемную
часть из корпуса. В период подъема выемной части ее
детали не должны касаться неподвижных втычных кон-
тактов и деталей металлического корпуса. Если не тре-
буется осмотр внутренней полости корпуса, масло из нее
не сливают.
В процессе осмотра выемной части проверяют состоя-
ние электрических контактов механизма .переключения,
отсутствие механических повреждений, разбухания и
расслоения изоляционных деталей, исправность токо-
ограничивающих сопротивлений. Результаты измерений
токоограничивающих сопротивлений на обоих плечах
каждого механизма должны соответствовать паспорт-
ным данным.
Круговую диаграмму работы устройства снимают
в следующей последовательности.
1.	Собирают электрическую схему. Схемы, применяе-
мые для снятия круговой диаграммы устройств, имею-
щих один или два спаренных механизма контактора,
показаны на рис. 9.11,а—в; 9.12,а, б. Для сборки элек-
трической схемы используют токоведущие полые штан-
ги, которые устанавливают в воронки, находящиеся под
крышкой корпуса контактора, так чтобы их контактный
штырь упирался во втычные контакты выемной части.
2	Вручную устанавливают устройство на исходное
положение. Указатели положения устройства на баке
контактора и привода должны иметь одинаковые значе-
ния, стрелка установленного на приводе лимба должна
находиться против нулевого деления шкалы.
3.	Подают питание на электрическую схему и, мед-
ленно вращая рукоятку привода, отмечают углы пово-
рота выходного вала привода, при которых происходит
Рис. 9.11. Снятие круговой диаграммы устройств типа РНОА с од-
ним механизмом контактора.
а — электрическая схема; б —монтажная схема; в — контактная штанга; К/,
И1 — контакты соответственно контактора и избирателя нечетного плеча; К2,
И2 — контакты соответственно контактора и избирателя четного плеча; R —
токоограничнвающий резистор; ЛС1, ЛС2 — сигнальные лампы; 1 — подсоеди-
нение к втычному контакту; 2 — втычиой контакт; 3 — контактная штанга.
срабатывание контактов контактора и избирателя. При
этом момент срабатывания контактов контактора опре-
деляют по звуку, а контактов избирателя — при помо-
щи сигнальных ламп. Момент срабатывания контактов
шунтирующего ножа (в устройствах с двумя механиз-
мами контактора) определяют при помощи-милливольт-
Рис. 9.12. Снятие кру-
говой диаграммы
устройств типа РНОА
с двумя механизмами
контактора.
а — электрическая схема;
б контактная штанга;
ЛС1, ЛС2 — сигнальные
лампы; I—II1 — втычные
контакты; В — выключа-
тель питания; П — пере-
ключатель; Ш1, Ш2 —
контакт шунтирующего
ножа; Б — батарея 6—
24 В.
метра, измеряющего изменение падения напряже-
ния на участках I—II и II—III при их раз-
мыкании и замыкании (рис. 9.12,а). При снятии
омента срабатывания контактов шунтирующего но-
жа ток в схеме должен быть в пределах 30—
50 А. Результаты измерений оформляют в виде круговой
диаграммы, Типовая круговая диаграмма работы рези-
сторных устройств РПН и нормированные значения
углов круговой диаграммы приведены в приложении XI.
Для снятия осциллограммы собирают электрическую
схему (рис. 9.13,а), используя штанги для подсоедине-
ния к втычным контактам выемной части контактора.
Моменты открытия и закрытия контактов определяют
измерением изменения тока, протекающего в цепи при
их переключении. Изменение тока контролируют осцил-
А	Б В Г
				£	Э, е ,
			с	е'	нё'
Замкнут бспомо- гагпедь - НЫН КОН-у такт размыка- ющего плеча	Разомкнут вспомога- тельный контакт размыкаю- щего плеча	Замкнут дугогаси- тельный контакт замыка- ющего- плеча	Разомк- нут дуго- гаси- тельный контакт размыка- ющего плеча	Замкнут Ьспомога- тельный контакт замыка- ющего плеча	
Временная характеристика контактора						
Участок	АБ		БВ		ВБ	
Норма,мс	20-30		9-14		15-22	
Вибрации						
Участок		с		е+д+е		е'+е'
Норма,не более,мс	3	2		4		2
Рис. 9.13. Осциллографирование работы контактора устройств типа
РНОА.
а — электрическая схема для осциллографирования; б — осциллограмма; К/Г,
К.1В, К1Д— контакты нечетного плеча, соответственно главный, вспомога-
тельный и дугогасительный; К.2Г, К2В, К2Д — контакты четного плеча, соот-
ветственно главный, вспомогательный н дугогасительный; R — токоограничн-
вающий резистор; Г — осциллограф.
лографом, который снабжен отметчиком времени, рабо-
тающим на частоте не менее 500 Гц. Осциллограмму
снимают при переключении механизма на одно положе-
ние в прямую и обратную сторону. Типовая осцилло-
грамма работы контактов контактора приведена на
рис. 9.13,6.
По полученной осциллограмме проверяют:
1)	отсутствие разрывов электрической цепи;
2)	продолжительность работы дугогасительных кон-
тактов в положении «Мост» (участок БВ);
3)	продолжительность переключения между момен-
тами размыкания и замыкания вспомогательных и дуго-
гасительных контактов различных плеч (участки АБ и
ВГ), в течение которых происходит гашение электриче-
ской дуги;
4)	отсутствие недопустимых вибраций подвижных
дугогасительных контактов контактора. Показанные на
осциллограмме вибрации возникают в результате ударе-
ния подвижных дугогасительных и вспомогательных, кон-
тактов контактора о неподвижные. Количество вибраций
и их амплитуда зависят от настройки механизма кон-
тактора. Количество вибраций может быть различно и
не нормируется. Амплитуда вибраций определяется, как
показано на рис. 9.13,6. За начало вибрации (ослабле-
ние электрического контакта) принимают момент умень-
шения тока контролируемой осциллографом цепи, за
окончание вибрации — момент начала восстановления
тока в цепи.
Следует отметить, что значительное окисление кон-
тактов контактора может исказить осциллограмму их ра-
боты. В таких случаях осциллограмму необходимо сни-
мать несколько раз, увеличивая ток, протекающий через
контакты так, чтобы разрушить образовавшуюся пленку.
9.4. ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА И НАЛАДКА ПОГРУЖНЫХ
РЕЗИСТОРНЫХ УСТРОЙСТВ РПН ДРУГИХ ТИПОВ
а]	Переключающие устройства типа SAY, SDV И SCV
производства ГДР
Технические данные применяемых .в настоящее время переклю-
чающих устройств производства ГДР приведены в приложении X.
Конструкция однофазного устройства типа SAV подобна кон-
струкции отечественного устройства типа РНОА. Принцип .работы
трехфазных устройств типа SDV и SCV и однофазного устройства
типа РНОА аналогичен. Контактор трехфазного устройства имеет
три механизма переключения, расположенных в одном корпусе.
Трехфазный избиратель состоит из трех систем четных и нечетных
контактов, расположенных друг над другом по высоте избирателя.
В маслопровод между контактором устройства и расширителем
устанавливают защитное реле типа ORF-25/10, конструкция и прин-
цип действия которого поясняются на рис. 9.14,а и б.
Рабочий механизм реле состоит из клапана с установленным
на нем магнитом управляемого электрического контакта. При повы-
шении давления в контакторе клапан поворачивается под действием
потока масла, .что вызывает срабатывание электрического контакта.
На заводе-изготовителе реле настраивают на срабатывание при
скорости проходящего через него масла 1,5; 2 или 2,5 м/с. Значение
уставки указывают в паспорте реле.
После установки реле проверяют работу его отключающего
элемент? при помощи контрольной кнопки, установленной на крыш-
ке реле. При нажатии на кнопку до упора отключающий элемент
отклоняется, замыкая электрический контакт, при отпускании кнопки
он 'возвращается в исходное положение. Контроль за положением
рабочего элемента осуществляют визуально через смотровое окно
реле. Срабатывание электрического контакта проверяют по сигналь-
ной лампе.
При наладке работы переключающих устройств типов SAV,
SDV и SCV требуется .проверка непрерывности электрической цепи
регулирования напряжения при срабатывании контакторов. Провер-
ку производят при помощи осциллографа.
Рис. 9.14. Защитное реле типа URF-25/10.
а — общий вид; б — схема устройства; 1 — корпус; 2 — пробка; 3 — стеклян-
ное окошко; 4 — клеммная коробка; 5 — кнопка; 6 — клапан; 7 — противовес;
8 — винт регулировки уставки; 9 — магнит; 10 — магнитоуправляемый контакт.
Максимальное значение крутящего момента определяют иа вход-
ном валу устройства, оно должно быть не более значений, приве-
денных в приложении X.
В конструкции контакторов не предусмотрен доступ к втычным
контактам для сборки электрических схем снятия круговой диаграм-
мы устройства и осциллограммы работы контактов механизма кон-
тактора, поэтому в случае .необходимости проведения этих работ
нужно слить масло из бака трансформатора. При удовлетворитель-
ном состоянии переключающего устройства проверку круговой диа-
граммы устройства и снятие осциллограммы работы контактов кон-
тактора не производят. В остальном монтаж и наладка переключаю-
щих устройств производят так же, как и устройств типа РНОА.
6]	Переключающие устройства типа PC производства НРБ
В отечественных трансформаторах для регулирования напряже-
ния в нейтрали применяют трехфазные переключающие устройства
типов PC-2, РС-3 и РС-4, конструкция и принцип работы которых
аналогичны.
Ниже рассматриваются особенности конструкции и монтажа пе-
реключающего устройства типа РС-4.
Трехфазный механизм контактора представляет собой рычажную
систему (рис. 9.15). На рычагах каждой фазы закреплены главный
и дугогасительный подвижные контакты, предназначенные для ком-
мутации четного плеча устройства, и соответственно главный и дуго-
гасительныи контакты нечетно-
го плеча. Соответствующие им
неподвижные контакты закре-
плены на изоляционном ци-
линдре корпуса контактора.
Нагрузочный юк при ра-
боте трансформатора проходит
через главные контакты, через
дугогасительные ток проходит
только во время переклю-
чения.
Подвижная рычажная си-
стема механизма контактора
приводится в действие посред-
ством пружин. Пока происхо-
дит процесс переключения
обесточенных контактов изби-
рателя, контактор подготавли-
вается для переключения, ак-
кумулируя энергию в переклю-
чающей пружине. По оконча-
нии переключения избирателя
и после необходимого резерв-
ного хода контактор почти
мгновенно перебрасывает на-
грузку на подготовленное по-
ложение (четноё или нечет-
ное). При этом переключение
контактов контактора происхо-
дит в следующей последова-
тельности: закрываются пооче-
редно дугогасительные контак-
ты рабочего и нерабочего пле-
чей, закрываются главные кон-
такты подготовленного плеча
и открываются главные кон-
такты рабочего плеча.
Контактор не имеет выем-
ной части, однако его кон-
струкция позволяет вынимать
из корпуса поочередно меха-
Рис. 9.15. Электрическая схема
снятия круговой диаграммы
устройства РС-4.
ЛСД ЛС2—сигнальные лампы; РО —
регулировочная обмотка трансформато-
ра; Ri, Rz — токоограинчивающие со-
противления; К1Г, К1Д — главные и ду-
гогасительные контакты четного пле-
ча; К2Г, К2Д — главные и дугогаси-
тельные контакты нечетного плеча; /,
2t 3, 4, .,п—1, п — отпайкн регули-
ровочной обмотки.
низм переключения и дру-
гие расположенные в нем составные узлы.
Конструкция и принцип работы избирателя устройства типа
РС-4 не имеют принципиальных отличий от описанных выше резис-
торных переключающих устройств других типов.
В маслопровод между корпусом контактора и расширителем
устанавливается защитное реле типа RS-1OOO.
Рис. 9.16. Электрическая схема
снятия осциллограммы работы
контактора устройства РС-4.
Ri, Ri — токоограничивающие со-
противления; К1Г, К1Д — главные н
дугогасительные контакты четного
плеча; К2Г, К2Д — главные и дуго-
гасительиые контакты нечетного
плеча; J?j, Ri, Кб —делитель осцил-
лографа.
Принцип работы реле
RS-1000 аналогичен принципу
работы, описанному выше реле
типа URF-25/10. Рабочий ме-
ханизм реле RS-1000 имеет
ртутный опрокидывающийся
электрический контакт. В ос-
тальном конструкция его не
имеет принципиальных отли-
чий от реле URF-25/10. Реле
настраивается на срабатывание при скорости потока масла 0,9 м/с.
Максимальный крутящий момент на валу устройства не опре-
деляется.
Круговая диаграмма и осциллограмма работы устройства снима-
ются по приведенным на рис. 9.15, 9.16 схемам. Для сборки схем
требуется снять крышку корпуса контактора. Оценка результатов,
полученных при снятии круговой диаграммы и осциллограммы, про-
изводится посредством сравнения их с данными, .полученными на
заводе и указанными в паспорте данного устройства.
В остальном проверка после прибытия, хранение, подготовка
к включению, наладка перед включением и ревизия устройств типа
РС-4 производятся так же, как и описанных выше устройств.
в)	Переключающее устройство типа РНТА-35/320
Устройство не имеет отдельного контактора и состоит
из следующих основных частей (рис. 9.17):
1)	переключателя тонкого регулирования, выполняю-
щего функции избирателя и контактора устройства;
2)	переключателя грубого регулирования, выполняю-
щего функцию предызбнрателя устройства;
3)	механизма быстродействия, обеспечивающего пе-
реключение контактов переключателя тонкого регулиро-
вания с заданной скоростью.
Переключатель тонкого регулирования имеет под-
вижную (ротор) и неподвижную (статор) части, заклю-
ченные в герметизированном корпусе. На бакелитовом
цилиндре ротора закреплены подвижные контакты и то-
коограничивающие сопротивления. Подвижный контакт
состоит из одного главного контакта, двух дугогаситель-
ных и одного токосъемного контакта. Подвижный то-
несъемный контакт расположен ниже главного контакта
и показан на разрезе Б-Б на рис. 9.17. Конструктивно
'подвижные контакты выполнены в виде катящих роли-
ков, закрепленных в токоведущих корпусах. Ролики ду-
гогасительных контактов имеют металлокерамические
покрытия. Главный контакт с дугогасительными соеди-
нен через токоограничивающие резисторы, выполненные
в виде пружины.
А-А
1V1 Г4 I- 11 П1
Рис. ^9.17. Роторное резисторное переключающее устройство типа
I — переключатель грубой регулировки-. 2 — переключатель тонкой регулиров-
ки; 3 — маслосливиой патрубок; 4— корпус механизма быстродействия; 5 —
патрубок к газовому реле; 6 — пробка для выпуска воздуха; 7 — защитная
Диафрагма; 8 — указатель наличия масла; 9 — указатель положения; 10 — ре-
дуктор; // — неподвижный контакт; 12— подвижный контакт; /3 —статор пе-
реключателя тонкой регулировки; 14— ротор переключателя тонкой регули-
ровки; /5 — токоограиичивающее сопротивление; 16 — статор переключателя
грубой регулировки; /7 — ротор переключателя грубой регулировки; 18 — токо-
съемное кольцо.
Рис. 9.18. Электрическая и кинематическая схемы роторного рези-
сторного устройства типа РНТА-35/320.
а — схема; б — положение контактов переключателя тонкой регулировки
в процессе переключения; 1 — кулачок; 2 — палец ведомый; 3 — палец веду-
щий; 4 — механизм быстродействия; 5 — переключатель тонкой регулировки;
6 — переключатель грубой регулировки; Kt, К2, Кг — контакты переключателя
тонкой регулировки соответственно дугогасительные левый; правый и глав-
ный; ТС — обмотка тонкой регулировки; ГС —обмотка грубой регулировки;
1—11 — ступени регулирования.
Неподвижные металлокерамические контакты за-
креплены на бакелитовом цилиндре статора.
Переключатель тонкого регулирования залит транс-
форматорным маслом, которое не имеет сообщения
с маслом трансформатора.
Переключатель грубого регулирования также имеет
подвижную (ротор) и неподвижную (статор) части, ко-
торые расположены в баке трансформатора. Подвижные
контакты закреплены на бакелитовом цилиндре ротора,
а неподвижные — на бакелитовом цилиндре статора.
«9
разомкнут
r.wwi — Контакт
замкнут
Рис. 9.19. Круговая диаграмма устройства РНТА-35/320.
а — электрическая схема снятия диаграммы; б—круговая диаграмма; ГО —
главная обмотка трансформатора; ТС—обмотка тонкой ступени регулирова-
ния; ГС — обмотка грубой ступени регулирования; КТ, КГ — подвижные кон-
такты переключателя соответственно тонкого и грубого регулирования; /—11—
ступени регулирования; ЛС1, ЛС2 —- сигнальные лампы; А — момент срабаты-
вания контактов переключателя тонкого регулирования (определяется ви-
зуально либо по звуку); п — угол поворота вала привода.
В верхней части корпуса .переключателя тонкого ре-
гулирования расположены механизм быстродействия и
детали передачи движения на подвижные контакты пе-
реключателей тонкого и грубого регулирования.
На рис. 9.18,а показаны электрическая и кинематиче-
ская схемы устройства, поясняющие его работу.
Движение от электропривода передается на шестер-
ню, имеющую два консольно закрепленных пальца. Пос-
ле поворота шестерни на 90° один из -пальцев (в зависи-
мости от направления движения) входит в соприкоснове-
ние с пальцем эксцентрика, который, вращаясь, растя-
гивает пружины механизма быстродействия и одновре-
менно поворачивает вал переключателя грубого регули-
рования. При расцеплении пальцев шестерни и эксцен-
трика освобождается пружина механизма быстродействия
и происходит быстрый поворот ротора переключате-
ля тонкого регулирования. В результате подвижные кон-
такты ротора переключателя замкнутся неподвижными
контактами следующей ступени регулирования. После-
довательность размыкания и замыкания главных и ду-
гогасительных контактов ротора с контактами статора
показана на рис. 9.18,6.
Контакты переключателя грубого регулирования ра-
ботают только на положениях, при которых происходят
П	-----s»~	т-1
Положение устройства				11,5°± 1е	5,5е±1				9		
											
Главный контакт КГ											
	—										г— — — —	
Дугогаситель - ный контакт левый KZ											
			— — —								
Дугогаситель- ный. контакт К1	г										
											
Угол поворота вала ротора						2				Z	
											
	5Т,5°±1°										
-----Замкнутое положение для новых контактов
— ----Замкнутое положение для изношенных контактов
б)
Рис. 9.20. Угловая диаграмма устройства РНТА-35/320.
а — электрическая схема снятия диаграммы; б — угловая диаграмма; КГ —
главный контакт переключателя тонкой регулировки; KI, К2 — дугогаситель-
иый контакт переключателя топкой регулировки соответственно правый и ле-
вый; Б — батарея 12 В; А — амперметр; — добавочное сопротивление.
включение и отключение грубых ступеней регулирова-
ния. Переключение их происходит в обесточенном со-
стоянии.
На верхнем переходном фланце и крышке переклю-
чающего устройства имеются маслоуказатель, предохра-
нительная диафрагма, патрубки для подсоедине-
ния к расширителю и слива масла, воздухоспускная
пробка.
Подготавливают к работе переключающее устройст-
во так же, как и устройство типа РНОА.
Круговую диаграмму работы устройства снимают
только на положениях, при которых происходит пере-
ключение в переключателе грубого регулирования. Типо-
вая круговая диаграмма и электрическая схема для ее
снятия приведены на рис. 9.19,а и б.
Для проверки последовательности работы подвижных
контактов переключателя тонкого регулирования сни-
мают угловую диаграмму работы устройства. Типовая
угловая диаграмма и электрическая схема для ее сня-
тия приведены на рис. 9.20,а, б.
Перед снятием угловой диаграммы необходимо от-
соединить механизм быстродействия. Угловую диаграм-
му снимают так же, как и круговую диаграмму устрой-
ства, но замыкание и размыкание контактов определя-
ют относительно угла поворота вала ротора, на который
установлена стрелка лимба. Шкала лимба закрепляется
при помощи специального приспособления.
Замыкание и размыкание контактов контролируют
по изменению тока, измеряемого амперметром.
г)	Навесные резисторные переключающие устройства
типа РНОА
Имеются конструкции трансформаторов, в которых
переключающие устройства типа РНОА выполнены не
погружными, а расположены в баках, которые прикреп-
лены. к баку трансформатора. Такие устройства называ-
ют приставными, монтаж их имеет ряд особенностей. Об-
щий вид устройства указан на рис. 9.21.
Транспортировку и хранение навесных переключаю-
щих устройств осуществляют в собственном баке, кото-
рый полностью заполняют маслом. Для поддержания
необходимого уровня масла в этот период на крышке
бака устанавливают транспортный расширитель, кото-
Bu.S Д
1Z


BuB/i
, Рис. 9.21. Переклю-
чающее устройство
типа РНОА-35/10СЮ
навесного исполне-
ния.
1 — плита; 2 — шпиль-
ка в плите; 3 — отво-
ды; 4 — патрубок для
подсоединения к рас-
ширителю трансфор-
матора; 5 —♦ ввод; 6 —
корпус контактора;
7— патрубок для под-
соединения к расши-
рителю контактора;
8 — угловой редук-
тор; 9 — бак переклю-
чающего устройства;
10 —• маслоотборник;
11 — маслосливная
труба; 12— привод;
13 — люк монтажный;
14сливной кран;
15 — маслонагрева-
тель; 16 — элементы
маслоцагревателя.
рый соединен с баком избирателя и контактора транс-
портными маслопроводами.
Перед началом монтажа проводят внешний осмотр
устройства и оценивают состояние его изоляции. В про-
цессе осмотра проверяют отсутствие механических по-
вреждений и течей масла, а также наличие пломб. Если
при осмотре выявляются такие нарушения, которые мо-
гут вызвать внутренние повреждения устройства, перед
монтажом производят ревизию избирателя и контакто-
ра, снимают круговую диаграмму и осциллограмму
устройства. При оценке увлажнения изоляции устройства
проверяют уровень масла в транспортном расшири-
теле. и отбирают пробу масла из бака устройства и кор-
пуса контактора для определения пробивного напряже-
ния масла и наличия в нем влаги. В нормальном состоя-
нии уровень масла в транспортном расширителе должен
быть в пределах стекла маслоуказателя. При понижении
пробивного напряжения масла ниже 45 кВ перед мон-
тажом изоляцию устройства подсушивают при помо-
щи циркуляции масла через цеолитовую или дегазацион-
ную установку.
Для закрепления и подсоединения навесных переклю-
чающих устройств на стенке бака трансформатора в спе-
циальном проеме установлена переходная изоляционная
плита с проходными изоляторами. С наружной стороны
плита размещена внутри приваренного к баку кожуха,
который на время транспортировки герметизируется за-
глушкой. Полость кожуха сообщается с полостью транс-
форматора патрубком, на котором имеется вентиль.
В период транспортировки и хранения вентиль должен
быть открыт, а в период работы трансформатора — за-
крыт. Токоведущие шпильки вмонтированных в плите
проходных изоляторов внутри бака подсоединены к от-
водам регулировочной обмотки.
Перед закреплением на трансформаторе из бака пе-
реключающего устройства и кожуха изоляционной пли-
ты сливают масло, демонтируют транспортные заглушки
на подсоединительных фланцах устройства и бака транс-
форматора, вскрывают боковые монтажные люки.
Устройство поднимают краном за имеющиеся на баке
грузоподъемные крюки и закрепляют на подсоедини-
тельном фланце трансформатора. Между дном бака
устройства и фундаментом трансформатора устанавли-
вают подпорные домкраты.
Юковедущие шпильки проходных изоляторов плиты
подключают гибкими кабелями к отводам избирателя
в соответствии с имеющейся на них маркировкой.
Во избежание увлажнения изоляции устройства и
переходной плиты эти работы необходимо производить
только в сухую и ясную погоду за минимальное время.
После подсоединения бак устройства тщательно гер-
метизируют и заполняют сухим маслом. Бак устройства
заполняют маслом вместе с заполнением маслом бака
трансформатора или раздельно.
При совместном заполнении сливную задвижку бака
трансформатора соединяют с заливным краном на баке
устройства, а располженный на крышке бака устрой-
ства патрубок для подсоединения к газовому реле под-
соединяют вакуум-проводом к системе вакуумирования
бака трансформатора. После этого проводят вакуумиро-
вание и заливку трансформатора маслом. При этом
масло подают в бак трансформатора и одновременно
заполняют бак устройства. В период вакуумной заливки
устройства маслом вентиль, соединяющий полости кожу-
ха и бака трансформатора, должен быть открыт.
Раздельную заливку устройства маслом осуществля-
ют без вакуума. Через заливной кран заполняют бак
устройства РПН горячим сухим маслом с температурой
60—70°С, выдерживают изоляцию устройства в горячем
масле в течение 5—6 ч, затем масло сливают. После это-
го таким же образом окончательно заполняют устройст-
во сухим трансформаторным маслом.
После заливки масла бак устройства соединяют мас-
лопроводом с расширителем трансформатора, в масло-
проводе устанавливают газовое реле. Корпус контакто-
ра соединяют маслопроводом с отсеком в расширителе
трансформатора либо с самим расширителем, в масло-
проводе устанавливают защитное реле. Доливку бака
устройства и корпуса контактора маслом осуществляют
через расширитель самотеком.
После заливки заполняют маслом отсек нагревате-
лей, расположенный в нижней части бака устройства.
Подогреватели предназначены для подогрева масла
в баке устройства и в корпусе контактора при эксплуа-
тации регулятора в зимних условиях.
Одновременно производят установку термометриче-
ских сигнализаторов, датчика температуры окружающей
среды, подключение подогревателя и т. д.
Наладку работы переключающего устройства выпол-
няют в последовательности и объеме, описанных в § 9.3.
9.5. МОНТАЖ И НАЛАДКА ПРИВОДОВ УСТРОЙСТВ РПН
Привод предназначен для приведения в действие ме-
ханизма переключения устройства. В настоящее время
применяют несколько типов приводов, имеющих различ-
Рис. 9.22. Привод типа ПДП-4У.
а — вид на панель управления; б — кинематическая схема; в —кулачковый
элемент в разрезе; 1 — кулачковый элемент; 2 — розетка штепсельная; 3 —
переключатель; 4 — выключатель обогрева; 5 — выключатель автоматический;
6 — указатель положений; 7 — корпус привода; 8 — посты управления; 9 —
счетчик числа переключений; 10 — выходной вал; 11 — ручная блокировка;
12 — лампа сигнальная; /3 — упор регулируемый; 14 — упор; /5 — выступ ку-
лачковой шайбы; 16 — ролик; 17 — шайба кулачковая; 18 — вторая ступень
редуктора; 19—сельсин; 20 — контакт подвижный; 21— контакт неподвиж-
ный; 22 — электродвигатель; 23 — первая ступень редуктора; 24 — ручка при-
вода.
ную конструкцию, а также различную аппаратуру
управления и контроля. Технические данные применяе-
мых приводов приведены в приложении XII.
Ниже рассмотрены конструкция, монтаж и на-
ладка широко применяемого привода типа ПДП-4У
(рис. 9.22,а, б).
Испольнительным механизмом привода ПДП-4У
является асинхронный электродвигатель переменного то-
ка типа АОЛ-2 мощностью 0,8 кВт.
Червячный редуктор, предназначенный для передачи
движения от электродвигателя на выходной вал приво-
да, состоит из двух червячных пар, помещенных в литой
чугунный разъемный корпус, заполненный консистент-
ной смазкой. Валы редуктора уплотнены в корпусе ре-
зиновыми манжетами. Выходной вал привода выведен
через верхнюю крышку шкафа привода, конец вала име-
ет нониусную муфту. Электродвигатель, редуктор, аппа-
ратуру управления и контроля размещают в металличе-
ском шкафу, имеющем три двери для свободного досту-
па ко всем узлам привода. На крышке расположен ме-
таллический круглый лимб с делениями от 0 до 360°.
Центр лимба расположен на оси выходного вала приво-
да. Лимб предназначен для определения угла поворота
выходного вала привода при наладке работы переклю-
чающего устройства.
Вращение электродвигателя через кулачковую муф-
ту с резиновым амортизатором передается червяку и
через него колесу первой ступени. Колесо сцепляется
посредством кулачковой муфты ручного управления со
вторым червяком, который вращает червячное колесо
второй ступени, находящееся на выходном валу приво-
да. Вместе с выходным валом вращаются сегментный
диск конечного механического упора и кулачковые шай-
бы. Кулачковые шайбы, вращаясь, включают в строгой
последовательности кулачковые элементы, электриче-
ские контакты которых выполняют роль контролера.
Вращение от выходного вала передается эксцентрику
счетчика количества переключений и поводку мальтий-
ской шестерни указателя положений.
На одном валу с мальтийской шестерней вращаются
кулачковые шайбы, которые включают и выключают
кулачковые элементы блокировки промежуточных по-
ложений и конечных выключателей, конечные упоры и
шестерня, передающая движение сельсину-датчику.
При переключении привода- вручную вращение ру-
коятки передается непосредственно червяку второй сту-
пени редуктора, а червячная пара первой ступени от-
соединяется от электродвигателя кулачковой муфтой.
При переключении привода за крайние положения
один из механических упоров, расположенных на верти-
кальном валу, упирается в сегментный диск на выход-
лом валу привода и препятствует дальнейшему враще-
нию. При переключении привода ротор сельсина-датчи-
ка, поворачиваясь на определенный угол, вызывает сра-
батывание сельсина-приемника, расположенного на щи-
те управления, обеспечивая таким образом контроль за
положением устройства РПН.
Электрическая схема управления приводом типа
ПДП-4У обеспечивает:
1)	возможность местного, дистанционного и автома-
тического управлений устройством РПН: местное управ-
ление осуществляется от кнопки на приводе, дистанцион-
ное— со щита управления подстанции, автоматиче-
ское— от блока автоматического управления;
2)	остановку устройства РПН на заданной ступени
регулирования с необходимой точностью;
3)	электрическую блокировку, не допускающую пе-
реключение устройства РПН за крайние положения диа-
пазона регулирования и при перегрузках выше допусти-
мых значений;
4)	защиту электродвигателя привода от перегрузок;
5)	нормальную работу электродвигателя при измене-
нии напряжения питания от 0,85 до 1,1 номинального
значения;
6)	одновременное переключение устройств РПН без
длительного (превышающего время переключения
устройства) рассогласования при групповой работе не-
скольких устройств, а также блокировку работы всех при-
водов при рассогласовании устройств на одну ступень.
На рис. 9.23 показана принципиальная электрическая
схема управления приводом типа ПДП-4У. Для местно-
го управления включают автоматический выключатель
F, а универсальный выключатель S устанавливают
в положение «Местное», затем кратковременно (на
1—2 с) нажимают на кнопку S7 или S2 в зависимости
от требуемого направления переключения. При нажатии
на кнопку S2 поочередно включаются катушки реле Д2
и К4, которые замыкают и размыкают свои контакты
в цепи электродвигателя. Электродвигатель начинает
вращать выходной вал с кулачковыми шайбами, кото-
рые последовательно замыкают и размыкают контакты
кулачковых элементов. В результате замыкания этих
контактов образуется цепь пусковой катушки К2 через
контакты КК2 для обеспечения работы электродвигате-
ля после отключения кнопки S2, а пусковая цепь ка-
тушки К2 через кнопку S2 после срабатывания реле КЗ
размыкается, что обеспечивает остановку привода на
положении при постоянно нажатой кнопке S2.
Рис. 9.23. Принципиальная электрическая схема (управления приво-
дом ПДП-4У (4УТ1).
KJ— К4 — магнитные пускатели; F — автоматический выключатель; М — двига-
тель; SI, S2 — кнопки управления; 5 — выключатель; КК1, КК2, КК7 — кулач-
ковые элементы доводки до положения; КК4 — кулачковый элемент включе-
ния КЗ; КК8, КК9 — кулачковые элементы блокировки промежуточных поло-
жений; SK1 — конечный выключатель первого положения; SK2— конечный вы-
ключатель последнего положения; ББл — выключатель ручной блокировки.
В конце переключения контакты (кулачкового элемен-
та разрывают цепь пусковой катушки К2. Это вызывает
разрыв цепи катушки К4. В результате электродвига-
тель отключается от сети, его статорная обмотка зако-
рачивается, двигатель останавливается. Срабатывание
реле КЗ и его контакты подготавливают схему к сле-
дующему переключению.
При нажатии на кнопку S1 переключение происхо-
дит аналогично, но в обратную сторону при помощи пу-
сковой катушки К1-
Если в процессе переключения обесточится силовая
цепь электродвигателя, то после восстановления напря-
жения контакты кулачкового элемента КК7 образуют
цепь для доводки привода до ближайшего положения
в сторону уменьшения регулируемого напряжения.
При дистанционном управлении универсальный вы-
ключатель S устанавливают в положение «Дистанцион-
ное», а питание на катушки магнитных пускателей по-
дают при помощи универсального выключателя, распо-
ложенного на щите управления. Процесс переключения
происходит так же, как и при местном управлении.
При автоматическом управлении выключатель S
устанавливается в положение «Автоматическое», а пи-
тание на катушки магнитных пускателей подают через
автоматический регулятор коэффициента трансформа-
ции.
Автоматический регулятор коэффициента трансфор-
мации (АРКТ) обеспечивает подачу сигнала на пере-
ключение привода при недопустимом изменении напря-
жения на выводах трансформатора или у потребителя.
При этом переключение происходит до тех пор, пока
стабилизированное напряжение не станет равным устав-
ке АРКТ.
Для переключения привода с помощью рукоятки не-
обходимо отключить автоматический выключатель F и
отсоединить электродвигатель от кинематической схемы
при помощи кулачковой муфты. Для этого следует от-
тянуть за кольцо валик ручной блокировки на себя и
повернуть против часовой стрелки на 90°. Затем вста-
вить рукоятку и, вращая ее, производить переключение
устройства до нужного положения.
Привод типа ПДП-4У устанавливают на баке транс-
форматора или РПН и транспортируют в вертикальном
положении в деревянной упаковке или без упаковки.
До начала монтажа привод хранят в транспортном
состоянии в помещении или под навесом.
По прибытии на место установки проверяют отсутст-
вие механических повреждений и целостность пломби-
ровки. После этого проверяют отсутствие повреждения
узлов привода, расположенных внутри шкафа.
Привод закрепляют на баке трансформатора, выход-
ной вал привода соединяют с входным валом устройст-
ва при помощи нониусной муфты. Перед сочленением
валов необходимо, чтобы показания указателей привода
и устройства РПН были одинаковы, а указательная
риска, нанесенная на крышке выходного вала привода,
должна находиться против нуля на лимбе. Правильность
сочленения вала привода дополнительно контролируют
при снятии круговой диаграммы устройства.
Монтаж и подключение силовых и контрольных ка-
белей производят в соответствии с монтажной и электри-
ческой схемами привода.
Перед включением в работу проверяют и налажива-
ют привод. Вначале проверяют работу привода при
управлении рукояткой, при этом контролируют возмож-
ность установки привода на все положения и работу
конечных механических упоров. Перед включением при-
вода от электродвигателя необходимо проверить направ-
ление переключения при включении соответствующих
кнопок управления. Для этого привод при помощи руко-
ятки необходимо установить в среднем положении.
В дальнейшем производят несколько циклов пере-
ключений привода при местном и дистанционном управ-
лении электродвигателем. При переключении проверяют:
1)	точность остановки привода на положении «Вы-
бег» по лимбу, которая должна быть не более 10°;
2)	работу привода при длительной подаче сигнала
от кнопок постов управления. Независимо от продол-
жительности нажатия на кнопку привод должен пере-
ключаться только на одно положение;
3)	работу конечных выключателей. Привод не дол-
жен переключаться за крайние положения;
4)	работу электрической блокировки промежуточных
положений. Привод не должен останавливаться в про-
межуточных положениях;
5)	согласованность работы приводов при групповом
их управлении. Время пуска и остановки параллельно
работающих приводов должно быть в допустимых пре-
делах. В случае рассогласования на одно положение
приводы не должны переключаться, а сигнальная лампа
должна указывать на рассогласование;
6)	работу электрической блокировки ручного управ-
ления. При отключенной блокировке ‘привод не должен
переключаться;
7)	согласованность датчика и приемника дистанцион-
ного указателя положений. Номера положений на ука-
зателе привода и указателе щита управления в процессе
переключения должны совпадать.
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
МОНТАЖ УСТРОЙСТВ ЗАЩИТЫ МАСЛА И ИЗОЛЯЦИИ
10.1.	МОНТАЖ ПЛЕНОЧНОЙ ЗАЩИТЫ МАСЛА И ИЗОЛЯЦИИ
Принцип устройства пленочной защиты заключается
в наиболее полном удалении влаги и газа из изоляции
и масла и их полной герметизации путем установки
в расширитель эластичной емкости, которая служит для
компенсации температурного изменения объема масла
в период работы трансформаторов.
Как видно из рис. 10.1,а, б, эластичная емкость, под-
вешенная внутри расширителя при помощи специальных
приспособлений, плотно прилегает к внутренней поверх-
ности расширителя и масла и обеспечивает герметиза-
цию масла от окружающей среды. Одновременно внут-
ренняя полость эластичной емкости соединена патруб-
ком с окружающим  воздухом через воздухоосушитель,
который препятствует конденсации влаги на ее внутрен-
ней поверхности.
’При изменении объема масла в расширителе приле-
гающая к маслу поверхность эластичной емкости поды-
мается либо опускается, а установленный внутри рычаг
стрелочного маслоуказателя повторяет это движение и
обеспечивает контроль уровня масла в расширителе.
Расширитель соединяют с баком трансформатора при
помощи патрубков, между которыми устанавливают га-
зовое реле. При этом патрубок, соединяющий газовое
реле с расширителем, должен иметь уклон в сторону
расширителя, а не в сторону газового реле. Это нужно
цля того, чтобы при сравнительно небольшом газовыде-
пении в трансформаторе газ не попадал в расщиритель.
В верхней части расширителя предусматривают уста-
новку реле поплавкового типа, сигнализирующего о по-
вреждении эластичной емкости.
В трансформаторах с пленочной защитой вместо пре-
хохранительной трубы устанавливают предохранитель-
ные клапаны, позволяющие, обеспечить более надежную
герметизацию.
Технология монтажа трансформаторов с пленочной
защитой имеет отличительные особенности, связанные
с монтажом и установкой расширителя с эластичной ем-
костью и выполнением вакуумной обработки изоляции
и масла.
Монтаж расширителя производят на специально под-
готовленной для этого площадке до установки его на
бак трансформатора.
Рис. 10.1. Устройство пленочной защиты.
а — расположение эластичной емкости в расширителе; б — принципиальная
схема работы; / — воздухоосушитель; 2 — стрелочный маслоуказатель; 3 —
эластичная емкость; 4 — подсоединительный патрубок; 5 — монтажный люк;
6 — расширитель; 7 — сборный коллектор; 8 — рычаг маслоуказателя; 9 —
реле поплавкового типа; 10 — кран для доливкн масла; 11 — реле газовое;
12 — отсечный клапан.
Перед закреплением в расширителе с наружной по-
верхности эластичной емкости снимают салфеткой пуд-
ру и проверяют герметичность емкости при помощи
мыльного раствора. Для этого наполняют емкость воз-
духом до избыточного давления 3,0 кПа. После удале-
ния мыльного раствора с поверхности салфеткой или
чистым сухим трансформаторным маслом, нагретым до
температуры 40—50°С, выпускают воздух из оболочки
и сворачивают ее в рулон по ширине, подворачивая бо-
ковые стороны так, чтобы петли для подвески оболочки
оказались сверху. Связывают оболочку киперной лентой
вблизи петель (рис. 10.2,а—в), завязывают узлы ленты
на бант, а к петлям подвязывают ленты-стропы (отрез-
ки киперной ленты или шнура длиной 8—10 м каждый).
Рис. 10.2. Монтаж эластичной емкости.
а — крепление в патрубке; б — уплотнение в месте установки маслоуказателя;
в — заведение эластичной емкости в расширитель; /—эластичная емкость;
2 — палец; 3 — патрубок; 4 — пробка; 5 — петля; 6 — уплотняющий фланец;
7 — лента-строп.
Одновременно проверяют герметичность расширителя
путем создания в нем избыточного давления воздуха
25 кПа и мест уплотнений, а также подозреваемых мест
неплотностей прибором ТУЗ-5М либо галоидным тече-
искателем. При отсутствии этих приборов места неплот-
ностей можно обнаружить при помощи мыльного раство-
ра. Все обнаруженные неплотности устраняют.
Снимают люки для установки и закрепления эластич-
ной емкости и проверяют состояние внутренней поверх-
ности расширителя. Внутренняя поверхность должна
быть чистой и не иметь острых кромок, заусениц, могу-
щих повредить эластичную емкость.
Подтягивая концы лент-строп, протянутых через
патрубки, заводят эластичную емкость внутрь расшири-
теля так, чтобы отверстие в ней под указатель уровня
масла было направлено к люку, и подвешивают ее на
петлях за металлические кольца, установленные в пат-
рубках. После этого ленты-стропы и обвязочные ленты
удаляют.
На съемный фланец со шпильками надевают рези-
новую прокладку и в таком состоянии его продевают
через отверстие внутрь оболочки, после чего оболочку
уплотняют в месте прохода указателя уровня масла
(рис. 10.2,6, в). Если длина пленки больше длины рас-
ширителя, ее расправляют по длине и в торце склады-
вают в конверт.
При обращении с эластичной емкостью нужно соблю-
дать следующие предосторожности, чтобы обеспечить ее
сохранность:
1.	Перед монтажом оболочку следует хранить в раз-
вернутом виде на стеллажах, не допуская перегибов,
защищать ее от воздействия прямых солнечных лучей,
смазочных материалов, бензина, керосина, кислот, ще-
лочей и других веществ и газов, разрушающих резину
и ткань, и располагать на расстоянии не менее 1 м от
теплоизлучающих аппаратов.
2.	При хранении и монтаже следует учитывать изме-
нение механических свойств емкости в зависимости от
температуры. Поэтому хранить оболочку нужно при тем-
пературе окружающего воздуха от —25 до -J-25°C, не до-
пускать ее деформаций при отрицательной температуре.
Перед проведением операций, вызывающих деформацию
оболочки, следует предварительно выдержать ее при
температуре 15—25'°С в течение 24 ч. Устанавливать
оболочку в расширитель следует при положительной
температуре. В случае необходимости проведения такой
работы при отрицательной температуре (до —35°С) обо-
лочку необходимо предварительно выдержать в транс-
форматорном масле с температурой более 0°С в течение
не менее 10 сут.
3.	После установки эластичной емкости во избежание
повреждения нельзя проводить работы, связанные
с местным нагревом расширителя (например, сварку).
После закрепления и уплотнения оболочки расшири-
тель устанавливают на подставки высотой не менее
300 мм, предварительно уплотняя верхние патрубки и
открывая пробки в них для выпуска воздуха (рис. 10.3).
Рис. 10.3. Схема вытеснения воздуха из расширителя.
1 — стеклянный маслоуказатель; 2— эластичная емкость; 3— патрубок; 4 —
манометр; 5 — кран; 6— источник подачи сжатого воздуха; / — трансформа-
торное масло; 8 — отсечный клапан; 9 — маслопровод.
К расширителю подсоединяют отсечный клапан в за-
крытом положении, маслопровод со стеклянной трубкой
и воздухопровод с манометром, затем заполняют рас-
ширитель чистым сухим маслом с температурой 10°С
до 50—70% его объема. Удаляют воздух из отсечного
клапана, открывая вручную заслонку клапана на 5—
10 с. При закрытом кране подачи масла в расширитель
наполняют гибкую оболочку сухим воздухом до избы-
точного давления 15 кПа. При этом уровень масла
в расширителе поднимается и совместно с пузырьками
воздуха масло начнет переливаться через верхние под-
соединительные патрубки. Не дожидаясь прекращения
перелива масла, уплотняют верхние пробки и выдержи-
вают расширитель в таком состоянии в течение 30 мин.
Открывают пробки и после выхода воздуха снова их
уплотняют. Снижают давление в оболочке до атмосфер-
ного, при этом она в результате удаления воздуха будет
прилегать к стенкам расширителя и поверхности масла.
Операции по созданию давления в оболочке и выпуску
воздуха повторяют несколько раз, добиваясь полного
прекращения выделения воздуха и плотного прилегания
пленки, после чего сливают масло из расширителя до
уровня 100 мм от низа. Контроль уровня масла в рас-
ширителе при выполнении этих работ осуществляют при
помощи стеклянной трубки.
После слива масла через люк для указателя уровня
проверяют состояние внутренней поверхности оболочки.
Для освещения оболочки применяют низковольтные
лампы с защитной сеткой. Оболочка должна плотно
прилегать к стенкам расширителя и поверхности масла,
не должна иметь перегибов и складок в нижней части,
которые могут нарушить работу указателя уровня масла,
внутри нее не должно быть масла. Затем устанавливают
и закрепляют стрелочный маслоуказатель уровня масла.
Конструкция стрелочного маслоуказателя для расшири-
телей с пленочной защитой аналогична конструкции
маслоуказателя, описанного в § 6.4, и отличается толь-
ко более длинным рычагом, который оканчивается не
поплавком, а шаровым оконцевателем.
Расширитель устанавливают на баке трансформа-
тора. Подсоединение расширителя к баку трансформа-
тора осуществляют после заполнения последнего сухим
дегазированным маслом.
Соединительные патрубки и газовое реле заполняют
маслом из трансформатора, выпуская воздух из пробки
газового реле.
10.2.	МОНТАЖ АЗОТНОЙ ЗАЩИТЫ ИЗОЛЯЦИИ И МАСЛА
Азотная защита заключается в том, что микропусто-
ты в изоляции и масле, образующиеся в результате
тщательного удаления из них воздуха, а также надмас-
ляное пространство заполняют сухим азотом и герме-
тизируют от окружающей среды при помощи мягких ре-
зервуаров, которые служат для компенсации темпера-
турных изменений объема масла в период работы транс-
форматора (рис. 10.4).
В зависимости от объема расширителя трансформа-
тора установки азотной защиты комплектуют одним
(при емкости расширителя до 5000 л) или двумя (при
емкости расширителя от 5000 до 10 000 л) мягкими ре-
зервуарами. Мягкие резервуары при помощи скоб под-
ешены в металлическом шкафу разборной конструкции,
й котором имеются две двери Для обслуживания и
пластина для подсоединения его к общему контуру за-
земления.
В шкафу также размещают воздухоосушитель, пред-
назначенный для защиты надмасляного пространства
расширителя от попадания сырого воздуха в случае
нарушения герметичности мягких резервуаров.
В отличие от обычных воздухоосушителей, описанных
в § 10.3, он не имеет масляного затвора.
Монтаж трансформаторов, оборудованных азотной
защитой, связан с обеспечением более жестких условий
по вакуумной обработке масла и изоляции, азотирова-
нию масла, монтажу и подсоединению азотной уста-
новки.
Вакуумирование и заливку трансформаторов маслом
после установки комплектующих узлов производят при
остаточном давлении не более 660 Па. Заливку осу-
ществляют маслом, имеющим остаточное влагосодержа-
ние не более 0,001% и газосодержание не более 0,1%
объема масла. Заливают масло до уровня 200—300 мм
от верхней крышки, снимают разрежение в баке путем
подачи в надмасляное пространство сухого азота (ГОСТ
9293-74), создают избыточное давление в баке не более
2,0 кПа и приступают к азотированию масла. Для этого
к трансформатору подсоединяют дегазационную уста-
йовку таким образом, чтобы возможно- было обеспечить
циркуляцию масла в баке снизу вверх (рис. 10.5).
Включают насосы дегазационной установки и обеспечи-
вают циркуляцию масла в баке, одновременно подавая
в дегазатор установки сухой азот из баллона через ре-
дуктор, чтобы избыточное давление в баке дегазатора не
превышало 2,0 кПа.
Рис. 10.5. Азотирование масла в трансформаторе с использованием
дегазационной установки.
1 — маслонасос; 2—рабочая камера дегазационной установки; 3 — азотопро-
вод; 4 — мягкий резервуар; 5 — баллон с азотом; 6 — надмасляное простран-
ство трансформатора; 7 — маслопровод; 8 — устройство для отбора азотиро-
ванного и дегазированного масла из бака трансформатора.
Создание более высокого давления азота в надмас-
ляном пространстве приведет к неравномерному азоти-
рованию масла и перенасыщению масла азотом, что
может вызвать неполадки в работе трансформатора.
Контроль за давлением азота в надмасляном простран-
стве и в дегазационной установке осуществляют дифма-
нометрами и напорометрами.
При азотировании масла можно использовать мягкие
резервуары, которые наполняют азотом и соединяют
с надмасляным пространством трансформатора и по-
лостью дегазатора. Применение емкостей обеспечивает
достаточное давление при азотировании и гарантирует
от превышения давления азота в надмасляном простран-
стве.
В процессе насыщения масла азотом давления его
в надмасляном пространстве уменьшается и может до-
стичь значений меньше атмосферного. В таких случаях
следует добавлять необходимую порцию азота, поддер-
живая в надмасляном пространстве необходимое дав-
ление.
Контроль за процессом азотирования осуществляют
путем проверки процентного содержания азота в масле
по методике, описанной в § 5.7. Отбор пробы масла для
проверки азотосодержания осуществляют при помощи
специального маслоотборника (рис. 10.5). Маслоотбор-
ник подсоединяют гибким шлангом к крану или пробке
для отбора проб масла. Заполняют маслоотборник мас-
лом. Затем, пропустив через него не менее трех объемов
масла, перекрывают все краны и отсоединяют масло-
отборник. В процессе отбора пробы необходимо следить,
чтобы колба маслоотборника была полностью заполнена
маслом.
Объем азота, м3, для азотирования рассчитывают по
формуле
v= IW100+14,
где Vi — объем залитого масла, м3; 1/2 — объем надмас-
ляного пространства, м3; К — коэффициент растворимо-
сти азота в зависимости от температуры масла в транс-
форматоре, %. Его значения приведены ниже:
Температура масла, °C 20	30	40	60	80
К, %.................... 8,0	8,6	8,85	9,1	9,5
Учитывая технологические потери азота при азотиро-
вании через неплотности и другие потери, количество
азота, необходимого для азотирования, берут на 20—
30% больше расчетного. В случае расходования азота
для азотирования в количествах' значительно превыша-
ющих расчетные, необходимо найти места утечки азота
и устранить их. При азотировании масла не следует
доводить его до полного насыщения и прекращать при-
нудительную азотацию масла по достижении азотосо-
держания в масле примерно на 20% меньше значений,
указанных выше.
Азотирование масла в баке можно осуществить и без
применения дегазационной установки — путем поддер-
жания в надмасляном пространстве избыточного дав-
ления (не более 2,0 кПа) азота и обеспечения эффек-
тивного перемешивания масла в оаке. однако для этого
потребуется значительно больше времени.
После азотирования масла в баке поочередно уста-
навливают выхлопную трубу, расширитель и другие
детали и узлы, требующие разгерметизации надмасля-
ного пространства, в результате чего обеспечивается
постоянная подпитка надмасляного пространства сухим
азотом. Для этого в верхней части бака через редуктор
и силикагелевый осушитель подсоединяют специально
подготовленные баллоны сухого азота.
После установки всех комплектующих изделий по-
очередно открывают пробки и продувают сухим азотом
внутренние полости в течение 5—10 мин, затем присту-
пают к доливке масла.
Доливку трансформаторов осуществляют предвари-
тельно дегазированным и азотированным в специаль-
ных емкостях маслом через заливной патрубок расши-
рителя. После доливки из пробок и кранов, расположен-
ных в надмасляном пространстве, выпускают азот (до
появления масла в отверстии). Выпуск азота повторяют
через 12 ч после доливки.
Для азотирования масла, заполнения и продувки
надмасляного пространства применяют азот (соответст-
вующий ГОСТ 9293-74), транспортируемый обычно
в стандартных баллонах, имеющих емкость 6 м3 при
давлении 13,2 МПа. Перед применением их необходимо
удалить сконденсированную влагу, как описано в § 2.1.
При работе с баллонами необходимо соблюдать сле-
дующие предосторожности:
1)	не бросать и не опрокидывать баллоны;
2)	хранить баллоны вдали от нагревателей и в мес-
тах, защищенных от солнечных лучей;
3)	вентиль баллона открывать медленно и плавно.
При работе с баллонами исполнитель должен находить-
ся сбоку штуцера, чтобы не получить травму от струи.
Установку азотной защиты монтируют на отдельном
фундаменте возле трансформатора. Особое внимание
при этом уделяют проверке целостности и герметичности
мягкого резервуара. Для этого после распаковки и тща-
тельного осмотра его наполняют воздухом до избыточ-
ного давления, равного 2,0 кПа, и проверяют герметич-
ность мыльным раствором. После проверки герметично-
сти воздух из мягкого резервуара тщательно удаляют.
Работы, связанные с перегибом мягкого резервуара,
следует выполнять при температуре не ниже —2 "С.
Если возникнет необходимость проведения таких работ
при более низкой температуре (до —35°С), предвари-
тельно мягкий резервуар выдерживают при положитель-
ной температуре в течение не менее 4 ч. Затем мягкие
резервуары подвешивают в шкафу, устанавливают осу-
шитель, краны, металлические трубы и гибкие шланги
согласно чертежу. Осушитель предварительно должен
быть заполнен сухим силикагелем.
Подсоединив к крану на осушителе баллон с сухим
азотом, заполняют мягкие резервуары.
Перед подключением установки азотной защиты
к трансформатору доливают масло в расширитель до
верхнего, контролируемого маслоуказателем, уровня,
создают в надмасляном пространстве избыточное дав-
ление азота 2,0 кПа и выдерживают в таком состоянии
в течение не менее 1 ч, проверяют и устраняют обна-
руженные места неплотности.
Плотность надмасляного пространства проверяют
мыльным раствором, а плотность всего трансформато-
ра — по наличию утечек масла. После этого открывают
воздухоспускную пробку в верхней части выхлопной
трубы (при ее наличии в конструкции трансформатора)
или в расширителе и продувают надмасляное простран-
ство сухим азотом, добиваясь кислородосодержания газа
в надмасляном пространстве не более 0,7%. Пробу газа
из надмасляного пространства отбирают через вентиль,
предусмотренный для откачки азота в установку азот-
ной защиты. Анализ газа производят на газоанализаторе
типа ВТИ-2 по методике, установленной ГОСТ 5439-76.
Избыточное давление азота в надмасляном простран-
стве в процессе продувки не должно превышать 2,0 кПа.
После герметизации надмасляного пространства азот-
ную установку подсоединяют к расширителю.
Маслоохладители выносной системы охлаждения
типа ДЦ заполняют маслом из бака трансформатора
поочередно после подсоединения к трансформатору азот-
ной защиты. Для этого перед заполнением маслом мас-
лоохладители вакуумируют. Схема вакуумирования и
заливки охладителя показана на рис. 8.1. В охладителе
создают давление не более 5,35 кПа, через запорный
кран нагнетательного маслопровода постепенно запол-
няют внутренние полости маслом до появления масла
в отметке технологического бачка. Отсоединив техноло-
ГиЧеский бачок, полностью открывают запорные краны
на баке трансформатора. В процессе заполнения охла-
дителей контролируют уровень масла в расширителе,
дополняя в случае необходимости расширитель до нор-
мального уровня.
Заполнение системы охлаждения типа Ц производят
до подсоединения ее к баку трансформатора. Для этого
вначале ее полностью заполняют сухим маслом из от-
дельной емкости, а затем, подключив к системе охлаж-
дения дегазационную установку, выполняют дегазацию
и азотирование масла.
Проверку работы установленного на трансформаторе
газового реле осуществляют путем прокачки через него
сухого азота до срабатывания отключающих контактов.
10.3.	МОНТАЖ АДСОРБЦИОННЫХ ВОЗДУХООСУШИТЕЛЕЙ
Для осушки поступающего в надмасляное простран-
ство трансформаторов газа или воздуха и очистки его
от промышленных загрязнений на патрубок расширителя
устанавливают воздухоосушители (рис. 10.6,а). Устрой-
ство воздухоосушителя показано на рис. 10.6,6. Возду-
хоосушители изготавливают на емкость силикагеля 5
и 2,5 кг.
При понижении нагрузки трансформатора темпера-
тура, а следовательно, и объем масла уменьшаются.
Это вызывает увеличение объема надмасляного про-
странства расширителя, который заполняется поступа-
ющим из окружающей среды через воздухоосушитель
воздухом. Окружающий воздух, попадая в масляный
затвор, проходит через слой масла и очищается от меха-
нических примесей. Далее воздух поступает в осуши-
тель, где осушается силикагелем, после чего попадает
в надмасляное пространство. При уменьшении объема
надмасляного пространства расширителя при увеличе-
нии нагрузки и температуры масла воздух выходит
в окружающую среду в обратном направлении.
В процессе работы силикагель увлажняется, что при-
водит к ухудшению его адсорбционных свойств и попа-
данию в надмасляное пространство влажного воздуха.
Одновременно увлажняется и силикагель-индикатор,
который при этом меняет свою окраску с голубой на
розовую, что является признаком необходимости замены
силикагеля в осушителе. Заменяют силикагель в возду-
хоосушителях при первых признаках изменения окраски
индикаторного силикагеля, но не реже чем 2 раза в год,
если они установлены на работающих трансформаторах.
Уровень масла в масляном затворе при работе ме-
няется в зависимости от интенсивности и направления
«дыхания» трансформатора. При движении воздуха
в трансформатор уровень масла в указателе увеличи-
вается, а при движении в обратном направлении умень-
Рис. 10.6. Установка воздухоосушителя.
а — установка воздухоосушителя; б — воздухоосушитель; 1 — воздухоосуши-
тель; 2—патрубок внутри расширителя; 3 — расширитель; 4— трансформа-
торное масло; 5 — индикаторный- силикагель; 6 — патрон; 7 — силикагель КСК;
8 — затвор воздухоосушителя; 9— стекло контроля наличия масла в затворе;
10 — трансформаторное масло; // — пробка для доливки масла в затвор воз
духоосушителя; /2—путь движения воздуха через масляный затвор.
шается. Указатель масла в затворе рассчитан так, что
при допустимых режимах работы трансформатора он
должен показывать его наличие. Если указатель показы-
вает на отсутствие масла в затворе, его необходимо
долить через пробку, а при каждой замене силикагеля
производить очистку и замену масла в затворе.
Для заполнения воздухоосушителей применяют сили-
кагель марки КСК (крупный силикагель крупнопорис-
тый) с размером зерен от 2,7 до 7 мм по ГОСТ 3956-76,
пропитанный хлористым кальцием и предварительно
высушенный до влагосодержания 0,5% •
Для зарядки патрона применяют силикагель-индика-
тор по ГОСТ 8984-75. Силикагель-индикатор изготавли-
вают путем пропитки мелкопористого силикагеля марки
КСМ., имеющего размер зерен 1,5—3,5 мм, раствором
хлористого кобальта и роданистого калия. При опре-
деленной степени его увлажнения происходит изменение
цвета с голубого на розовый.
Обычно силикагель отправляют в отдельной герме-
тичной упаковке. Перед засыпкой в воздухоосушитель
проверяют его состояние и при необходимости сушат и
просеивают. Пропитанный раствором хлористого ко-
бальта и роданистого калия силикагель сушат в специ-
альных печах, обеспечивающих плавный подъем темпе-
ратуры от 120 до 420°С. Для этого влажный силикагель
укладывают на алюминиевые противни высотой слоя не
более 150 мм и помещают в печь, в которой предвари-
тельно создается температура 120—130°С, выдерживают
силикагель при этой температуре в течение 2 ч, а затем
постепенно в течение не менее 3 ч повышают темпера-
туру в печи до 200°С. После этого силикагель вынимают
из печи и тщательно перемешивают на противнях. Вновь
помещают силикагель в печь и постепенно в течение
3 ч поднимают температуру до 420°С. Затем силикагель
вынимают из печи, определяют его влагосодержание,
которое должно быть не более 0,5%', охлаждают на воз-
духе до температуры 35°С, отсеивают на специальных
ситах, имеющих диаметр сетки не более 2,7 мм, от мел-
ких частиц и помещают в металлические емкости, кото-
рые тщательно герметизируют. Такой режим сушки
позволяет наиболее полно сохранить механическую проч-
ность силикагеля. Если после сушки не достигается нуж-
ного влагосодержания, этот процесс повторяют.
При незначительном увлажнении силикагеля его под-
сушивают при помощи горячего воздуха, нагретого до
температуры 120°С. Для этого увлажненный силикагель
помещают в специальные цилиндрические емкости, име-
ющие входной и выходной патрубки и сетки для задерж-
ки силикагеля. Входной патрубок подсоединяют к воз-
духодувке, а выходной направляют в безопасном на-
правлении. С горячим воздухом, проходящим через слой
силикагеля, испаряется и удаляется адсорбированная им
влага. При этом процесс удаления влаги сопровождает-
ся поглощением теплоты силикагелем, что в практике
используется для контроля за процессом подсушки пу-
тем измерения разности температур входящего и выхо-
дящего из емкости воздуха. По окончании подсушки эта
разность стремится к нулю. Такие установки предвари-
тельно должны быть проверены в части обеспечения
необходимой степени сушки по слоям и сохранения
механической прочности силикагеля.
Сушку индикаторного силикагеля производят в печи,
оснащенной электрокалориферами для подогрева воз-
духа и вентилятором, обеспечивающим непрерывную
циркуляцию в ней горячего воздуха. Температуру в печи
поддерживают не выше 120°С во избежание перегревов
силикагеля и потери им необходимой окраски. При
перегреве силикагель буреет. При указанном режиме
сушку выполняют до приобретения зернами равномерной
синей или светло-голубой окраски. После сушки сили-
кагель-индикатор охлаждают до температуры не более
40°С и хранят в неметаллических (обычно полиэтиле-
новых) герметически закупоренных емкостях.
При отсутствии силикагеля, обработанного хлорис-
тым кальцием, его можно приготовить следующим об-
разом. На 1 кг просеянного силикагеля подготавливают
0,4 кг хлористого кальция, который растворяют в двой-
ном к его массе количестве воды. В полученный раствор
засыпают необходимое количество силикагеля и выдер-
живают его до полного впитывания им всего раствора.
При этом температура раствора до засыпки в него сили-
кагеля должна быть не более 30°С, а в процессе пропит-
ки необходимо 2—3 раза в час производить перемешива-
ние силикагеля деревянной лопаткой. После пропитки
силикагель необходимо высушить вышеуказанным спо-
собом.
Воздухоосушители заполняют приготовленным сили-
кагелем следующим образом. Полностью разбирают
воздухоосушитель, проверяют его целостность и очи-
щают внутренние полости и детали от загрязнений,
а затем просушивают. Заполняют патрон сухим инди-
каторным силикагелем, устанавливают и тщательно
уплотняют стекло в смотровом окне. Собирают воздухо-
осушитель и засыпают в него через верхний патрубок
предварительно высушенный силикагель, пропитанный
хлористым кальцием, таким образом, чтобы под колпа-
ком оставалось свободное пространство высотой от 15
до 25 мм. Заливают в масляный затвор чистое сухое
масло через пробку и подсоединяют воздухоосушитель
к дыхательному патрубку расширителя.
10.4.	МОНТАЖ ФИЛЬТРОВ НЕПРЕРЫВНОЙ РЕГЕНЕРАЦИИ МАСЛА
В конструкции силовых трансформаторов предусмат-
ривается установка фильтров для непрерывной регене-
рации циркулирующего через них масла (рис. 10.7,а—б).
Фильтры заполняют силикагелем марки КСК. по ГОСТ
3956-76, гранулированным или кусковым, с размером
зерен от 2,7 до 7 мм. Силикагель при протекании через
него масла отбирает влагу, шлам, кислоты и другие
соединения, образующиеся в процессе старения масла.
Для трансформаторов, имеющих систему охлажде-
ния типов Д и М, применяют фильтры, устройство и
подсоединение к баку которых показано на рис. 10.7,6.
Такие фильтры работают по принципу термосифонного
Рис. 10.7. Устройство фильтров непрерывной регенерации масла.
а — для трансформаторов с системой охлаждения типа ДЦ; б — для транс-
форматоров с системой охлаждения типа Ц; в — для трансформаторов с си-
стемой охлаждения типов Д и М; 1 — патрубок; 2 — пробка для выпуска
воздуха; 3 — подъемное ушко; 4 — защитная сетка; 5 — силикагель; 6 — под-
соедннительный кран; 7 — защитное устройство; 8 — сливная пробка; 9 — по-
луось/ 10 —; распределительное устройство; 11— рама; 12—фиксирующий упор.
эффекта вследствие разности температур верхних и
нижних слоев масла в баке работающего трансформа-
тора и называются термосифонными. Обычно термоси-
фонные фильтры транспортируют без специальной их
упаковки не заполненными адсорбентом. Внутренняя
полость их герметизирована заглушками с резиновыми
прокладками. Однако в отдельных случаях, при специ-
альных заказах, фильтры можно отправлять с завода
заполненными сухим силикагелем, герметично заглу-
шенными в упаковочных ящиках.
Перед монтажом фильтров подготавливают силика-
гель, который доставляют, как правило, в негерметичной
(бумажные мешки, ящики и др.) упаковке.
Силикагель перед применением высушивают до оста-
точного влагосодержания в нем не более 0,5%. Сушат
его .на алюминиевых противнях при температуре 150°С
в течение не менее 8 ч или при температуре 300°С в те-
чение не менее 2 ч.
Перед засыпкой силикагеля фильтр проверяют, при
необходимости очищают и промывают маслом его внут-
реннюю поверхность. Затем фильтр собирают и испы-
тывают на маслоплотность избыточным давлением
50 кПа нагретого до температуры 50—60°С трансформа-
торного масла в течение не менее 30 мин. Все выяв-
ленные при испытании неплотности устраняют. Если
фильтр прибыл герметичным и заполненным силикаге-
лем, то проверку и очистку от загрязнения его внутрен-
ней поверхности не производят.
После испытания на маслоплотность снимают за-
глушку верхнего патрубка и засыпают в фильтр пред-
варительно отсеянный от пыли и мелочи сухой
силикагель. Засыпать силикагель в фильтры нужно
в сухую и ясную погоду или в помещении, чтобы избе-
жать дополнительного его увлажнения.
После установки фильтра на трансформатор откры-
вают воздухоспускную пробку и, незначительно откры-
вая кран нижнего патрубка, заполняют фильтр маслом
из трансформатора до появления масла в пробке. За-
крывают нижний кран и дают маслу отстояться в тече-
ние не менее 1 ч. Затем открывают пробку на нижнем
патрубке и сливают масло с фильтра до полного удале-
ния продуктов отстоя. После этого закрывают пробку
и, открывая верхний и нижний краны, окончательно
заполняют фильтр маслом из бака трансформатора.
Перед включением трансформатора повторно выпускают
воздух из фильтра.
В трансформаторах с системой охлаждения типа
ДЦ применяются адсорбционные фильтры, устанавли-
ваемые на каждом маслоохладителе (рис. 10.7,а). Во
время работы маслоохладителей часть масла, подавае-
мого насосом, проходит через фильтр, благодаря чему
происходит его очистка от продуктов старения.
Установка фильтра на охладителе показана на
рис. 8-1. На входе масла в фильтр и выходе из него
установлены защитные устройства, предотвращающие
попадание силикагеля в трансформатор во время работы
фильтра. Подготовку к работе и засыпку силикагелем
выполняют так же, как и в термосифонные фильтры.
После засыпки силикагеля фильтр испытывают на
маслоплотность давлением 200 кПа нагретого до темпе-
ратуры 50—60°С масла в течение 1 ч и промывают све-
жим сухим маслом. Обычно эти работы проводят одно-
временно с испытанием и промывкой маслоохладителей,
на которых они установлены. Заполняют фильтры мас-
лом одновременно с маслоохладителями. Такие фильтры
могут применяться также в трансформаторах с системой
охлаждения типа Ц.
В конструкции трансформаторов большой мощности,
имеющих систему охлаждения типа Ц, применяют
адсорбционные фильтры емкостью 325 кг (рис. 10.7,6).
Эти фильтры транспортируют герметично закрытыми, не
заполненными силикагелем, отдельно от трансформато-
ра, без специальной упаковки. На время транспортиров-
ки и хранения сетки фильтрующего. и распределяющего
устройств покрывают смазкой марки ГОИ-54Т по ГОСТ
3276-74.
При монтаже фильтр разбирают, проверяют состоя-
ние фильтрующего и распределяющего устройств, сни-
мают консервацию с сеток и при необходимости очищают
и промывают внутреннюю поверхность кожуха и распо-
ложенных в нем деталей. После этого фильтр собирают,
устанавливают в вертикальное рабочее положение и за-
полняют сухим, предварительно отсеянным силикагелем.
Собранный фильтр перед подключением к маслопроводу
промывают: заполняют внутреннюю полость сухим мас-
лом, а затем сливают его через спускную пробку. После
промывки фильтр подсоединяют к маслопроводу систе-
мы охлаждения, как описано в § 8.3.
10.5.	МОНТАЖ гЕРМОЭЛЕКтРИЧ СК Г СУШ ТЯ
Термоэлектрические осушители предназначены для
осушки воздуха в надмасляном пространстве расшири-
телей. В связи со сложностью их изготовления они до
насгоящего времени не нашли широкого применения:
устанавливались только в конструкции отдельных мощ-
ных трансформаторов. В последнее время разработана
более совершенная конструкция термоэлектрического
осушителя, предназначенная для установки на расшири-
телях мощных силовых трансформаторов.
Принцип работы термоэлектрического осушителя
основан на эффекте Пельтье, который заключается
в том, что при пропускании рабочего тока через термо-
батарею на ее спаях поглощается или выделяется теп-
лота в зависимости от направления тока. При работе
термобатареи в режиме охлаждения происходит вымо-
раживание влаги из воздуха. Вследствие возникающей
при этом разности плотностей воздуха в осушителе и
расширителе возникает естественная циркуляция возду-
ха и происходит последовательное вымораживание влаги
Рис. 10.8. Термоэлектрический осушитель.
а — подсоединение к расширителю; б —схема коммутации элементов термо-
батареи; в — устройство осушителя; р—'Полупроводниковые элементы р-типа:
гс — полупроводниковые элементы я-типа; 1 — термоэлектрический осушитель;
2 — надмасляное пространство расширителя; 3 — дыхательное устройство; 4—
подсоединительный патрубок; 5 — оребренный корпус; 6 — полуэлементы тер-
мобатареи; 7 — внутренний радиатор; 8 — сливиой клапан.
из всего объема надмасляного пространства расшири-
теля.
Установка термоэлектрического осушителя состоит
из трех блоков: собственно осушителя, блока питания и
блока управления.
Термоэлектрический осушитель (рис. 10.8,с—в) пред-
ставляет собой полупроводниковую низкотемпературную
термобатарею, заключенную в теплоотводящий металли-
ческий корпус с развитой ребристой поверхностью.
Термобатарея состоит из отдельных элементов, об-
разующих трубу, через которую проходит осушаемый
воздух. Внутри трубы имеется внутренний радиатор
с ребрами. Осушитель снабжен патрубками для подсо-
единения к расширителю, сливным клапаном, дыхатель-
ным устройством.
Блок питания устанавливают на фундаменте вблизи
расширителя. В металлическом корпусе блока питания
размещены питающий трехфазный трансформатор, вы-
прямительные устройства, дистанционный переключатель
питания, реле термодатчика, приборы контроля напря-
жения и тока и др. Блок питания обеспечивает подачу
постоянного напряжения 8 В±10% в режиме «осушка»
и 4 В±1О°/о в режиме «оттаивание» с соответствующим
автоматическим, дистанционным либо местным измене-
нием полярности. Отключение питания происходит при
достижении заданной температуры воздушного тракта
в режиме «оттаивание».
Блок управления размещают на пульте управления.
Блок управления предназначен для обеспечения автома-
тического и дистанционного управления работой дистан-
ционного переключателя блока питания. Управление
осуществляется посредством реле времени, переключа-
телей и кнопок. Схема блока управления рассчитана на
поддержание режима «осушка» в течение 24 ч и режима
«оттаивание» в течение 15 мин.
Режим работы блока питания можно задавать и из-
менять переключателем рода работ блока управления
вручную с произвольным временем нахождения в том
или другом режиме. Однако следует иметь в виду, что
продолжительность режима «оттаивание» более 15 мин
нецелесообразна.
В режиме «осушка» в результате прохождения тока
через термобатарею внутренний радиатор охлаждается
и на нем вымораживается влага поступающего из рас-
ширителя воздуха. Внешний радиатор в это время от-
водит образующуюся на горячих спаях батареи теплоту.
По истечении времени режима «осушка» в результате
изменения полярности питания батареи начинается ре-
жим «оттаивание». При этом внутренний радиатор
нагревается, сконденсированная на нем влага оттаивает,
удаляется из осушителя через сливной клапан. Пере-
ключение режимов производится автоматически.
Таким образом, путем вымораживания и удаления
влаги происходит осушка воздуха в расширителе. «Ды-
хание» расширителя осуществляется через дыхательное
устройство осушителя, снабженное масляным затвором.
Перед установкой термоэлектрического осушителя
проверяют изоляцию на выводах термобатареи и актив-
ное сопротивление термобатареи. Активное сопротивле-
ние батареи должно соответствовать паспортным дан-
ным.
Осушитель устанавливают на расширителе верти-
кально (отклонение от вертикали не более 3—5°).
В масляный затвор дыхательного устройства заливают
масло.
После установки блоков управления и питания про-
веряют работу аппаратуры и приборов блоков в режи-
мах «осушка» и «оттаивание» и работу тепловой защиты
термоосушителя.
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ изоляции
ТРАНСФОРМАТОРОВ
11.1.	КОМПЛЕКСНОЕ РАССМОТРЕНИЕ ФАКТОРОВ,
ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИИ
Сохранение достигнутого при изготовлении качествен-
ного состояния изоляции является важнейшей задачей
монтажа по обеспечению надежности работы трансфор-
маторов. Ухудшение изоляции является следствием
увлажнения, загрязнения и механического повреждения.
В настоящее время применяют следующие методы конт-
роля за состоянием изоляции трансформаторов в период
их монтажа:
1.	Измерение сопротивления изоляции обмоток через
60 с после приложения к ней постоянного напряжения
(Д6о).
2.	Определение отношения значений сопротивлений
изоляции обмоток, измеренных через 60 и 15 с, при
приложении к ним постоянного напряжения (коэффици-
ент абсорбции Reo/Ris)-
3.	Измерение угла диэлектрических потерь изоляции
обмоток при приложении к ним переменного напряже-
ния (tg6).
4.	Измерение изоляционных характеристик масла:
пробивного напряжения Unp, угла диэлектрических по-
терь масла (tg6) и влагосодержания масла.
5.	Определение влагосодержания установленных
внутри трансформатора образцов твердой изоляции.
6.	Измерение отношения емкостей изоляции обмоток,
соответствующих частотам приложенного напряжения
2 и 50 Гц (С2/СБ0).
7.	Измерение прироста абсорбционной емкости
(ДС/С).
Каждый из указанных методов не позволяет одно-
значно определить причину и степень ухудшения изоля-
ции, поэтому оценку состояния изоляции производят на
основании комплексного рассмотрения условий и со-
стояния трансформатора во время транспортировки,
хранения и монтажа с учетом результатов проверок и
испытаний, указанных в данной главе.
Оценка состояния изоляции трансформаторов напря-
жением до 35 кВ, транспортируемых в полностью соб-
ранном виде, приведена в § 6.1—6.3.
Оценку состояния изоляции трансформаторов, транс-
портируемых в частично демонтированном виде, осу-
ществляют по результатам следующих работ, проверок
и испытаний:
1.	Внешний осмотр, оценка герметичности и наличие
пломб на кранах и устройстве для отбора пробы масла
после прибытия и хранения трансформатора, измерение
уровня масла в трансформаторах при обнаружении сле-
дов утечки масла.
2.	Испытание пробы трансформаторного масла из
бака трансформатора после прибытия и хранения. Для
трансформаторов, транспортируемых с маслом, произ-
водят испытание пробы масла в объеме сокращенного
анализа по п. 1—6 табл. 5.1, а для трансформаторов
напряжением 110—750 кВ дополнительно измеряют tg6
масла и влагосодержание масла. Если трансформаторы
транспортируются без масла, производят испытание
пробы остатков масла со дня бака на пробивное напря-
жение, tg6 и влагосодержание масла.
3.	Соблюдение условий хранения и разгерметизации
трансформаторов. Для трансформаторов, транспортируе-
мых без масла, проверяют состояние индикаторного
силикагеля, если он установлен внутри бака.
4.	Определение влагосодержания образцов изоляции
при нарушении условий транспортировки, хранения и
разгерметизации трансформаторов для трансформаторов
мощностью 80 МВ-А напряжением ПО кВт и более. По
результатам измерений определяют способ дополнительг
ной обработки изоляции.
5.	Измерение отношения ДС/С в начале и в конце
работ при проведении работ, в процессе которых актив-
ная часть находится в контакте с окружающим воз-
духом.
6.	Испытание пробы масла из трансформатора после
окончания монтажа в объеме сокращенного анализа и
измерение tg6 масла. В трансформаторах, снабженных
азотной и пленочной защитой, дополнительно проверяют
газосодержание масла.
7.	Измерение значения 7?бо, tg6 и С2/С50 изоляции
обмоток трансформатора после окончания монтажа.
Условия включения трансформатора без дополнитель-
ной обработки изоляции:
1. На баке трансформатора не должно быть следов
повреждения, свидетельствующих о возможном наруше-
нии состояния изоляции. Бак трансформатора должен
быть герметичным. Способы оценки герметичности
трансформаторов после прибытия описаны в'§ 3.1. Уро-
вень масла в трансформаторах, транспортируемых
с маслом, должен быть достаточным для покрытия всех
изоляционных деталей, а для трансформаторов, транс-
портируемых с установленным расширителем, находится
в пределах показаний маслоуказателя.
. 2. После прибытия и хранения трансформатора
свойства залитого в него масла должны соответствовать
требованиям, приведенным в § 3.1.
3.	Продолжительность хранения трансформаторов, не
залитых (транспортируемых без масла) или не долитых
(транспортируемых с маслом без расширителя) маслом,
не должна превышать: 6 мес — для трансформаторов на
напряжение до 35 кВ, 3 мес — для трансформаторов
на напряжение 110—750 кВ, 1 мес и менее —для от-
дельных уникальных трансформаторов. Продолжитель-
ность и условия разгерметизации должны соответство-
вать требованиям, изложенным в § 6.1 и 7.1. Индика-
торный силикагель должен быть голубого цвета.
4.	Измеренные значения &С{С изоляции обмоток
должны соответствовать требованиям, приведенным
в § 11.5. В этом же параграфе описана методика про-
ведения измерений.
5.	После окончания монтажа свойства масла, зали-
того в трансформатор, должны соответствовать требо-
ваниям, приведенным в табл. 5.1 для данного типа
трансформатора.
6.	Измеренные значения /?60, tg6 и С21СЪ0 изоляции
обмоток после окончания монтажа должны соответство-
вать требованиям, изложенным в § 11.2—11.4. В этих же
параграфах описана методика их проведения.
При несоответствии результатов проведенных работ,
проверок и испытаний нормированным требованиям
производят дополнительные работы по восстановлению
изоляции. При увлажнении изоляции выполняют ее тер-
мовакуумную обработку: контрольный прогрев, конт-
рольную подсушку и сушку. Выбор способов термова-
куумной дополнительной обработки изоляции трансфор-
маторов описан в § 11.6.
11.2. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ
И КОЭФФИЦИЕНТА АБСОРБЦИИ
Метод измерения сопротивления изоляции /?6о являет-
ся наиболее простым и доступным; он находит широкое
применение для контроля состояния изоляции трансфор-
маторов и применяется:
1)	для определения грубых дефектов в трансформа-
торах перед включением их под напряжение, например
местных загрязнений, увлажнений или повреждений;
2)	для оценки степени увлажнения изоляции в соче-
тании с другими показателями с целью определения
возможности включения трансформатора в работу без
дополнительной сушки.
Метод основан на особенностях изменения электри-
ческого тока, проходящего через изоляцию, после при-
ложения к ней постоянного напряжения.
Изоляция обмоток трансформатора является неодно-
родным диэлектриком. Процесс изменения электриче-
ского тока в ней можно представить, рассмотрев
упрощенную схему замещения неоднородного диэлект-
рика, изображенную на рис. 11.1. При приложении по-
стоянного напряжения к выводам схемы протекающий
ток будет состоять из арифметической суммы трех со-
ставляющих:
1)	емкостного тока 1Т, обусловленного так называе-
мой геометрической емкостью Сг. Ток /г практически
мгновенно спадает до 0, так как емкость Ст подклю-
чена к источнику без сопротивления и не оказывает
влияния на результаты из-
мерения 7? is и JReo',	__________________^\8
2)	тока абсорбции Лбе, |z	I
протекающего по ветви гг Л	А
Ra6c Сабе- ЭТОТ ТОК ОТра- Сг д И ^[1
жает процесс заряда слоев -т-
диэлектрика через сопро-	=
тивление предшествующего_____________*__________
слоя. С увлажнением изо-
ляции сопротивление Raoc Рис< K.I. Схема замещения не-
снижается, а емкость Сабс однородного диэлектрика,
увеличивается, поэтому для
более увлажненной изоля-
ции ток /абс имеет большее значение и быстрее спадает
до 0. У сухой изоляции сопротивление /?абс велико, заряд
конденсатора Сабс протекает медленно, поэтому началь-
ное значение тока /абс мало, а ток спадает длительное
время;
3)	тока сквозной проводимости Дкв, протекающего
через сопротивление RCKB, обусловленное как наружным
загрязнением изоляции, так и наличием в ней путей
сквозной утечки. Этот ток устанавливается практически
мгновенно и во времени не изменяется.
Сопротивление изоляции обратно пропорционально
сумме указанных составляющих тока, в начале измере-
ния имеет наименьшее значение, а затем по мере спа-
дания тока /абс возрастает, достигая установившегося
значения, определяемого током /скв- Для того чтобы
иметь сопоставляемые результаты, сопротивление изоля-
ции измеряют через 60 с после приложения напряжения,
хотя в ряде случаев ток Дбс к этому времени еще непол-
ностью спадает.
Значение сопротивления изоляции дает представле-
ние о среднем состоянии изоляции и уменьшается при
ухудшении этого состояния главным образом из-за
увлажнения и загрязнения.
Таблица 11.1
Схемы для измерения сопротивления изоляции трансформаторов
Дву^обмоточные трансформаторы		Трехобмоточные транс- форматоры		Автотрансформаторы	
Измеряемые обмотки	Заземляе- мые обмот- ки	Измеряемые обмотки	Заземляе- мые обмот- ки	Измеряемые обмотки	Заземляемые обмотки
НН	ВН	НН	СН, ВН	(ВН+СН)	НН
ВН	НН	сн	ВН, НН	НН	(ВН+СН)
(ВН+ +НН)*	—	ВН	НН, сн	(ВН+СН)+ +нн	—
		(ВН+СН)* (ВН+СН+ +НН)*	НН	—-	—
* Измерения производят только для трансформаторов мощностью 10 000 кВ-А
и более.
Для оценки состояния изоляции трансформаторов
производят измерение сопротивления изоляции всех об-
моток, соединенных по схемам, приведенным в табл. 11.1.
При измерении все выводы обмоток одного напряже-
ния соединяются вместе. Остальные обмотки и бак
трансформатора должны быть заземлены.
Приведенные схемы измерения обеспечивают конт-
роль всех основных участков изоляции трансформатора.
На рис. 11.2 показаны участки изоляции трехобмо-
точного трансформатора, контролируемые при измере-
нии сопротивления изоляции обмоток по схемам, приве-
денным в табл. 11.1. При помощи расчетов можно
определить поврежденный участок изоляции, что иногда
Рис. 11.2. Схема участков изоляции трансформатора, контролируе-
мых при измерении сопротивления изоляции обмоток.
НН, СН, ВН — обмотки трансформатора; Сл, С2. С3, С4 — емкости, эквивалент-
ные сопротивлению контролируемых участков изоляции.
делают для уточнения места ухудшения состояния изо-
ляции.
Для трансформаторов мощностью до 80 МВ-А и на-
пряжением до 150 кВ измерение выполняют при темпе-
ратурах не ниже + 10°С; для трансформаторов больших
мощностей и более высоких напряжений измерения
обычно производят при температурах заводских измере-
ний, указанных в паспорте трансформатора, поэтому
трансформаторы мощностью 80 МВ-А и более напряже-
нием 110—750 кВ перед измерением, как правило, на-
гревают таким образом, чтобы отклонение фактической
температуры измерения не отличалось более чем на
5°С от требуемого значения. Применяемые способы на-
грева изоляции для измерений описаны в § 12.3. Из-
мерения при заводской температуре позволяют получить
более достоверные результаты.
При отсутствии возможностей прогрева допускается
измерения сопротивления изоляции производить при
температурах, отличных от заводских, однако темпера-
тура изоляции при измерении должна быть не ниже
20°С. Достоверность и точность измерений во многом
зависят от условий измерения и правильного определе-
ния температуры изоляции.
Измерения сопротивления изоляции выполняют не
ранее чем через 12 ч после полной заливки трансфор-
маторов маслом и установки постоянного или времен-
ного расширителя. Допускается также производить из-
мерения сопротивления изоляции трансформаторов, не
долитых полностью маслом до уровня 150—200 мм от
верхней крышки. При этом все детали главной изоляции
трансформатора должны находиться в масле. Перед из-
мерениями необходимо очистить наружные поверхности
фарфоровых вводов от пыли и грязи. Измерение реко-
мендуется производить в сухую погоду, при отсутствии
атмосферных осадков и пыли. Перед началом измерения
испытываемую обмотку заземляют на 2—5 мин для
снятия остаточных зарядов в изоляции. Такую же опе-
рацию проводят и при повторном измерении. Так как
сопротивление изоляции существенно зависит от тем-
пературы изоляции, весьма важным является точное
определение температуры изоляции.
Температуру изоляции определяют до начала из-
мерения. За температуру изоляции трансформатора, не
подвергавшегося нагреву, принимают: в трансформато-
pax на напряжение до 35 кВ с маслом — температуру
верхних слоев масла, в трансформаторах на напряже-
ние выше 35 кВ с маслом — среднюю температуру об-
мотки, определенную по сопротивлению постоянному
току.
Если трансформатор подвергался нагреву, темпера-
тура изоляции принимается равной средней температуре
обмотки ВН, определяемой по сопротивлению обмотки
постоянному току. Измерение указанного сопротивления
выполняют не ранее чем через 60 мин после отключения
нагрева токов обмотки или через 30 мин после отклю-
чения внешнего нагрева.
Температуру определяют по формуле
G=^(2354-<0)-235,	(11.1)
где 7?0 — сопротивление обмотки, измеренное на заводе
при температуре t0 (это значение приведено в паспорте
трансформатора); Rx — измеренное значение сопротив-
ления обмоток при температуре tx.
Сопротивление изоляции измеряют мегаомметром на
напряжение 2500 В с верхним пределом измерения не
ниже 10 000 МОм. В настоящее время применяют ме-
гаомметры, подающие напряжение на изоляцию от гене-
раторов с ручным и электрическим приводом, а также
от трансформатора с двумя вторичными обмотками че-
рез выпрямительную схему.
На рис. 11.3 показана электрическая схема мегаом-
метра типа МС-0,6, наиболее часто применяемого в по-
левых условиях. Вывод Л соединяется с испытываемой
обмоткой, вывод 3 обычно подсоединяют к заземлен-
ному баку трансформатора. Вывод Э используют для
исключения из схемы измерения утечек сквозного тока,
не проходящего через изоляцию трансформаторов. На-
пример, для исключения из схемы измерения утечек
тока по внешним фарфоровым поверхностям вводов на
нижней юбке устанавливают кольцо из фольги и соеди-
няют его с выводом Э мегаомметра. При этом токи
внешней утечки не будут проходить через измеритель-
ные рамки мегаомметра и вносить погрешности в резуль-
таты измерений.
Сопротивление изоляции обмоток трансформатора
зависит не только от состояния изоляции, но и от ее
геометрических размеров. Таким образом, при одинакр-
еом СОСТОЯНИИ ИЗОЛЯЦИЙ
сопротивления изоляции
обмоток разных типов
трансформаторов будут
иметь разные значения,
поэтому оценку получен-
ных значений сопротивле-
ния изоляции производят
путем сравнения их с та-
кими же значениями,
полученными при изго-
товлении трансформато-
ра. Для трансформаторов
на напряжение до 35 кВ
оценку полученных зна-
чений сопротивлений изо-
ляции можно осуще-
ствлять по допустимым
предельным значениям.
Сопротивление изо-
ляции обмоток трансфор-
матора на напряжение
110—750 кВ, измеренное :
Рис. 11.3. Схема мегаомметра ти-
па МС-06.
Э экран; Л —? линия; 3 —! земля; п —
кратности диапазонов измерений.
и температуре, при которой
производились измерения на заводе, или приведенное
к этой температуре, должно быть не менее 70% значе-
ний, указанных в паспорте трансформатора.
Таблица 11.2
Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции
Р60 обмоток трансформаторов на напряжения до 35 кВ,
залитых маслом
Мощность трансформаторов	Значения	Мо^, при температурах изоляции, °C						
	10	20	30	40	50	60	70
До 6300 кВ-А включи-	450	300	200	130	90	60	40
тельно 10 000 кВ-А и более	900	600	400	260	180	120	80
При оценке результатов измерения сопротивления
изоляции трансформатора напряжением 35 кВ по пре-
дельным значениям полученные значения сопротивлений
изоляции должны быть не менее значений, указанных
в табл. 11.2.
Если сопротивление /?60 измеряют при температуре,
отличной от температуры, при которой производились
измерения на заводе, полученные значения для сравне-
ния приводят к температуре измерений на заводе путем
пересчета с помощью коэффициента К, значения кото-
рого приведены ниже:
Разность температур, °C....... .	1	2	3	4	5
Коэффициент пересчета, К....... 1,04 1,08 1,13 1,17 1,22
Разность температур, °C........ 10	15	20	25	30
Коэффициент пересчета, К....... 1,5 1,84 2,25 2,75 3,4
Значения коэффициента К для разности температур, не .указан-
ных выше, определяют путем умножения соответствующих коэффи-
циентов, -например коэффициент, соответствующий разности темпера-
тур 9°С, определяют следующим образом:
К9=К5К4=1,22 • 1,47=1,42.
Пример. Данные заводского измерения: Д6о=40О МОм при
температуре -|-35°С. В процессе монтажа получены значения Д«о=
=360 МОм при температуре -|-32оС. Разность температур 3°С, К—
= 1,13. Значение Reo, приведенное к температуре измерения на заво-
де, равно:
/?6о=360 : '1,13=318 МОм. ,
Значение Д60=318 МОм составляет 79,5% значения Дво, изме-
ренного на заводе, т. е. является (удовлетворительным.
По методу измерения сопротивления изоляции об-
моток трансформатора наиболее эффективно выявляют-
ся местные увлажнения и загрязнения изоляции, при-
водящие к увеличению тока сквозной провоцимости,
например увлажнение и загрязнение верхней и нижней
ярмовой изоляции, изоляционной плиты и изоляционных
участков приводных валов РПН, нижней фарфоровой
юбки вводов и др.
Местные увлажнения и загрязнения участков изоля-
ции, расположенных на значительном расстоянии от
заземленных частей, а также такое увлажнение изоля-
ции, когда основная масса влаги сосредоточена во внут-
ренних слоях изоляции, выявляются этим методом не-
достаточно эффективно.
При оценке сопротивления /?бо следует иметь в виду,
что они в значительной степени зависят от факторов,
непосредственно не связанных с увлажнением и загряз-
нением изоляции, таких, например, как свойства зали-
того на монтаже масла, методы нагрева трансформа-
тора и распределения температур внутри бака и др.
При оценке состояния изоляции одновременно с из-
мерением сопротивления /?ео производят измерение ко-
эффициента абсорбции. Коэффициентом абсорбции
называют отношение сопротивления изоляции, измерен-
ного спустя 60 с после приложения напряжения, к со-
противлению, измеренному через 15 с; значения его не
зависят от геометрических размеров изоляции и харак-
теризуют только интенсивность спадания тока абсорб-
ции. С удалением влаги из изоляции коэффициент аб-
сорбции возрастает, с увлажнением — падает.
Значение коэффициента абсорбции /Сабс=Д60//?15
должно быть не менее 1,3 при температуре от 10 до
30°С. Для хорошо высушенной изоляции значения ко-
эффициента абсорбции обычно колеблется в пределах
1,3—2,0.
44.3.	МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ УГЛА ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ
Для измерения угла диэлектрических потерь (tg 6)
к изоляции прикладывают переменное напряжение. При
этом в изоляции возникают потери энергии, получившие
название диэлектрических. Диэлектрические потери за-
висят от размеров и состоя-
ния изоляции и приложен-
ного напряжения.
На рис. 11.4 показана
векторная диаграмма токов,
проходящих через изоляцию
при приложении к ней пе-
ременного напряжения, по-
строенная для схемы заме-
щения изоляции, приведен-
ной на рис. 11.1.
Потери в схеме опреде-
ляют по формуле
Рис. 11.4. Векторная диаграм-
ма токов через неоднородный
диэлектрик.
P=Zt/cos q>=/ct/tg б,	(11.2)
где tg 6— соотношение активной и емкостной составля-
ющих тока, возникающего в изоляции.
Увлажнение и другие дефекты изоляции вызывают
увеличение активной составляющей тока /а, причем она
растет во много раз быстрее, чем емкостная составля-
ющая 1С- Это приводит к увеличению угла 6 и соответ-
ственно tg6. Таким образом, по значению tg 6 можно
судить о степени ухудшения изоляции.
В отличие от диэлектрических потерь, характеризу-
ющих как состояние, так и геометрические размеры изо-
ляции, tg 6 ялляется показателем только состояния изо-
ляции.
Для изоляции силовых трансформаторов tg 6 обычно
не превышает сотых и тысячных долей единицы, поэтому
в практике значение tg 6 выражают в процентах:
tg8 = A 100.	(11.3)
Например, при отношении Za/Zc=0,003 tg6=0,003x
X 100=0,3%.
Для оценки состояния трансформаторов tg б изоля-
ции обмоток измеряют при напряжении, составляющем
не более 2/3 испытательного напряжения обмотки, но
не более 10 кВ. В связи с высокими значениями при-
кладываемого к изоляции напряжения измерение tg6
необходимо проводить после оценки значений сопротив-
ления изоляции.
Таблица 11.3
Технические данные мостов переменного тока
	Пределы измере-				
Тип	НИЙ		Абсолютная А и относи гель-	Габаритные	Масса,
моста	емкости С, пФ	tg 8. %	ная б погрешности при изме- рении tg 6	размеры, мм	кг
МД-16	30—400 000	0,5-60	1) tg а > 3%; г = ± 10% 2) 0,5 sS tg-8 sS 3%; д - ±0.3%	283X500X290	16
Р-525	40—20 000	0,01—100		660X400X215	25
Р-595	SO—108	0,5—100	а = + (0,3 — 0,05 tg 8)	540X390X290	22
Р-5026	10-5-108	0,01—100	Диапазон I (10 С С С 1000) 8= ± (0,01 tg 8 + 2-10-*)	540X380X280	22
			Диапазон П (10 С Ю6) 8 = ± (0,01 tg & + 1  10-«)		
			Диапазон III (106 С 10е) б = + (0,025 tg б 4-2-10-4) Диапазон IV (100 С 5 - !08) 8 = ± (0,05 tg 8 + З-10-з)		
Измерение tg6 изоляции обмоток производят при
таких же температурных условиях и схемах соединения
обмоток, как и измерение сопротивления изоляции, ко-
торое описано в § 11.1.
Для измерения tgS применяют мосты переменного
гока типов Р-5026, Р-525, Р-595, МД-16, технические дан-
ных которых приведены в табл. 11.3.
Измерение производят по перевернутой схеме моста,
которую применяют при наличии одного заземленного
электрода (бак трансформатора). Принципиальная схе-
ма моста переменного тока
(перевернутая) показана на
рис. 11.5.
Результаты измерения
tgifi могут быть искажены
внешними токами утечки,
протекающими по изоляции
вводов трансформатора, и
токами, наведенными нахо-
дящимися в работе электро-
установками. Для исключе-
ния этих влияний осуще-
ствляются экранирование
измерительного устройства
и проводов, протирка вводов
или применение охранных
колец.
Оценку полученных ре-
зультатов измерения tg б
изоляции обмоток произво-
Рис. 11.5. Принципиальная схе-
ма моста переменного тока
(перевернутая).
Т — испытательный трансформатор;
Сх — испытуемый объект; С N —
образцовый конденсатор высокого
напряжения; Г— гальванометр; /?3—
переменное сопротивление; — по-
стоянное сопротивление; СБ — мага-
зин емкостей; Э — экран; Р — раз-
рядник.
дят так же, как и результатов измерения сопротивления
изоляции обмоток, путем сравнения их с такими же изме-
рениями, проведенными при изготовлении трансформа-
тора или для трансформаторов на напряжение до 35 кВ
по допустимым предельным значениям.
Значения tg 6 изоляции обмоток трансформатора,
измеренных при температуре заводского измерения или
Таблица 11.4
Наибольшие допустимые значения tg8 изоляции обмоток
трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно,
залитых маслом
Значения tgg, %, прн температуре, °C
Мощность трансформатора	10	20	30	40	50	60	| 70
До 6300 кВ-А включи-	1,2	1,5	2,0	2,6	3,4	4,5	6,0
тельно Wood кв-а и более	0,8	1,0	1,3	1,7	2,3	3,0	4,0
приведенных к этой температуре, должны быть не более
130% значений, указанных в паспорте трансформатора.
При сравнении tg6 с предельным значением полученные
значения tg 6 изоляции обмоток трансформаторов на-
пряжением 35 кВ должны быть не более значений, ука-
занных в табл. 11.4.
Если измерения на заводе-изготовителе и на месте
монтажа производились при разных температурах, то
для сопоставления значений tg 6 полученные результаты
пересчитывают к температуре заводских измерений при
помощи коэффициента Кт, значения которого в зависи-
мости от разности температур приведены
Разность температур, °C
Коэффициент пересче-
та Кт ................
1,03
2	3
1,06	1,09
ниже:
4
1,12
5
1,15
Разность температур, °C 10
Коэффициент пересче-
та Кт ................1.31
15	20
1,51	1,75
25	30
2,0	2,3
При пересчете следует знать, что с увеличением тем-
пературы значения tg б изоляции увеличиваются.
Значения Кт для неприведенных разностей темпера-
тур определяют так же, как описано в § 11.2 для коэф-
фициента К при пересчете значений /?во-
Пример. Данные заводского измерения: tg 6 = 0,4% при /=
=31 °C.
В процессе монтажа получены значения tg 6=0,3% ери тем-
пературе 4-22°С. Разность температур -(-9°С.
Кт=К4К5= 1,12-1,15=1,29,
Значение tg 6, приведенное к температуре измерения на заводе,
равно:
tg 6=0,3-1,29=0,387%.
Значение tg 6=0,387% составляет 97% значения, измеренного
на заводе, т. е. является удовлетворительным.
Тангенс угла диэлектрических потерь характеризует
общее усредненное состояние изоляции трансформатора.
Местные и сосредоточенные дефекты в изоляции боль-
шого объема измерением tg б обнаруживаются плохо.
Это объясняется тем, что в таких случаях увеличение
активной составляющей тока по изоляции вызывается
ухудшением небольшой части объема изоляции, а ем-
костная составляющая тока хотя и остается практически
неизменной, но определяется всем объемом изоляции,
поэтому в некоторых случаях для того чтобы уточнить
место ухудшения изоляции, преднамеренно уменьшают
объем испытываемой изоляции.
Ha tg 6 изоляции обмоток влияют свойства залитого
в трансформатор трансформаторного масла. Если tg б
масла, залитого при монтаже в трансформатор, отлича-
ется от заводского значения, то фактическое значение
tg б изоляции определяют по формуле, учитывающей
влияние tg б масла:
tg6=tg биз-K(tg6M2—tg6wi),	(11.4)
где tg6Hs — измеренное значение tg б изоляции: tg 6Mi—
значение tg б масла, залитого при испытании на заводе,
приведенное к температуре измерения; tg бМ2 — значение
tg б масла, залитого при испытаниях на монтаже, при-
веденное к температуре измерения; К — коэффициент
приведения, зависящей от конструктивных особенностей
трансформатора и имеющий приближенное значение
0,45.
Пересчет значений tg б масла к температуре измере-
ния производят при помощи тех же коэффициентов, ко-
торые были приведены ранее.
44.4.	МЕТОДЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ПУТЕМ
ИЗМЕРЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК «ЕМКОСТЬ—ЧАСТОТА»
И «ЕМКОСТЬ—ВРЕМЯ»
Эти методы применяют только для оценки увлажне-
ния изоляции трансформаторов, так как дефекты изо-
ляции, не связанные с увлажнением, например загряз-
нения, трещины и другие, практически не оказывают
влияния на результаты измерений. В основу этих мето-
дов положено явление увеличения абсорбционной емко-
сти изоляции при ее увлажнении.
Метод «емкость — частота» основан на использова-
нии факта увеличения абсорбционной емкости влажной
изоляции с уменьшением частоты приложенного напря-
жения за счет более полного проявления процесса внут-
рисловной поляризации. Увлажнение изоляции транс-
форматоров по данному методу оценивают значением
отношения емкостей изоляции, соответствующих часто-
там приложенного напряжения 2 и 50 Гц.
Отношение С2/С50 определяют при помощи приборов
типов ПК.В-7, ПКВ-8 и других. Этими приборами изме-
ряют также геометрическую емкость С и соответствую-
щую разность емкостей испытываемой изоляции при
частотах 2 и 50 Гц (С2—Oso). Отношение С2/Сзо вычис-
ляют по формуле
С2/С5о==С2—Cso/C-f-l.	(11.5)
Рис. 11.6. Принципиальная схе-
ма измерения АС и С.
Принцип измерения прибором типа ПКВ-8 заключа-
ется в следующем (рис. 11.6). Испытываемый объект
(конденсатор) заряжается от источника напряжения и
затем разряжается на конденсатор с известной емкостью.
Напряжение на этом конденсаторе в процессе разряда
объекта будет пропорционально измеряемой емкости.
Напряжение измеряют электроламповым вольтметром.
При определении значения емкости С напряжение
на эталонном конденсаторе измеряют после кратковре-
'менного (около 10 мс) раз-
ряда объекта и, таким об-
разом, измеряют только
быстро разряжающуюся
(геометрическую) емкость
объекта, мало зависящую от
увлажнения.
При определении разно-
сти С2—С50 в начальный мо-
мент цикла разряда испыты-
ваемый объект замыкают
накоротко и его геометри-
ческий конденсатор успева-
ет разрядиться. Оставшийся
неразряженным абсорбци-
онный конденсатор после
размыкания передает часть
своего заряда эталонному конденсатору. При этом
напряжение на эталонном конденсаторе за время
разряда, равное 0,15 с, будет пропорционально разно-
сти С2—С50.
Для оценки увлажнения изоляции обмоток трансфор-
маторов измерения С2/С50 производят по схемам, приве-
денным в табл. 11.1, после заливки трансформаторов
маслом. Значение С2/С50 зависит от температуры изоля-
ции и tg б масла, залитого в трансформатор, и харак-
теризует общее увлажнение изоляции. Местные увлаж-
нения выявляются этим методом плохо. Отношение
С2/С50 измеряют при температурах изоляции 10—30°С.
При более низких температурах чувствительность мето-
да заметно уменьшается. Этот метод применяют в основ-
ном для оценки увлажнения трансформаторов на напря-
жение до 35 кВ.
Полученные результаты оценивают по допустимым
значениям, приведенным в табл. 11.5.
Таблица 11.5
Максимальные допустимые значения отношения С2/СВ0 обмоток
трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно,
залитых маслом
Мощность трансформатора	Отношение С2/Сьо при темпера- туре, °C		
	10	20	30
До 6300 кВ-А включительно 10 000 кВ-А и более	1,1 1,05	1,2 1,15	1,3 1,25
Метод «емкость — время» основан на определении
отношения прироста абсорбционной емкости АС по от-
ношению к геометрической емкости С объекта. Так как
прирост абсорбционной емкости зависит от степени
увлажнения изоляции, то отношение АС/С может слу-
жить оценочным критерием ее увлажнения.
Отношение АС/С измеряют приборами типов ЕВ-3,
ПКВ-7, ПКВ-8 и другими, работающими по описанному
выше принципу. Величину АС измеряют аналогично раз-
ности С2—С50. Различие заключается в продолжитель-
ности разряда объекта на эталонный конденсатор, рав-
ный для приборов типа ПКВ-8 1 с. Этот метод при-
меняют для оценки увлажнения твердой изоляции
трансформаторов в период нахождения их без масла,
например в период транспортировки и хранения без
масла, слива масла для установки комплектующих
узлов или ревизии, в процессе сушки трансформаторов
без масла. Применение этого метода для оценки увлаж-
нения изоляции трансформаторов, залитых маслом, за-
труднено, так как свойства масла оказывают преобла-
дающее влияние на результаты измерений. Отношение
&.С/С обмоток трансформатора измеряют по схемам,
приведенным в табл. 11.1.
Оценку результатов производят по абсолютным зна-
чениям кС/С изоляции обмоток и прироста отношения
кС/С за контролируемый период. Абсолютные значения
&С/С не нормируются, но являются контрольными
в условиях эксплуатации. Прирост &.С/С в начале раз-
герметизации и слива масла и после окончания работ
в начале герметизации должен соответствовать значе-
ниям в табл. 11.6.
. Значения &.С/С сильно зависят от температуры, по-
этому при вычислении приращения АС/С полученные
Таблица 11.6
Максимальные допустимые значения прироста ДС/С
Класс напряжения, мощность трансфор- матора	Значение прироста АС/С при темпе- ратуре, °C				
	10	20	30	40	50
35 кВ, до 6300 кВ-А включи- тельно 35 кВ,. 10 000 кВ-А и более, 100 кВ и более независимо от мощности результаты необходимо прю при помощи температурных значения которых приведены	4 3 зести коэф ниже	6 4 К ОД1 фици	9 5 ЗОЙ т гитов	13,5 8,5 гмпер Перес	22 13 атуре зчета,
Разность темпера-
тур .... 1	2	3	4	5	10	15 20
Значение коэффи-
циента .	. . 1,05 1,10 1,15 1,20 1,25 1,55 1,95 2,4
Этот метод очень чувствителен к увлажнению твер-
дой изоляции трансформаторов даже при температуре
ниже 0°С, однако находит некоторое применение.
К основным недостаткам этого метода следует
отнести:
1) влияние масла на результаты измерений;
2) необходимость точного определения температуры
изоляции, что невозможно сделать в случае, когда
трансформаторы подвергаются нагреву перед разгерме-
тизацией.
11.5. МЕТОД НЕПОСРЕДСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ УВЛАЖНЕНИЯ
ТВЕРДОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИ ПОМОЩИ ОБРАЗЦОВ
Для количественной оценки увлажнения твердой
изоляции в трансформаторы мощностью более 80 МВ-А
напряжением ПО кВ и выше закладывают контрольные
образцы изоляции (макет). Макет состоит из набора
картонных пластин толщиной 0,5; 1 и 3 мм. Его устанав-
ливают на верхней консоли во время сборки трансфор-
матора и подвергают вакуумной сушке совместно
с трансформатором.
По влагосодержанию образца судят об увлажнении
изоляции. Для анализа влагосодержания образцов при-
меняют приборы типа АКОВ-10 по ГОСТ 1594-69
(рис. 11.7).
Рис. 11.7. Аппарат типа АКОВ-10.
I - холодильник; 2 — приемник-ловушка; 3 — колба
типа ККГШ29-500 по ГОСТ 10394-72.
Прибор состоит из колбы, колбона-
гревателя, ловушки и холодильника,
которые соединены между собой, как
показано на рис. 11.7, и закреплены
при помощи штатива. Ловушку и хо-
лодильник предварительно промывают
и высушивают.
После сборки прибора производят
сушку уайт-спирита. Для этого в кол-
бу заливают уайт-спирит на 2/3 ее
объема, включают нагреватель и со-
здают такой режим нагрева, чтобы из
кососрезанного конца холодильника
стекало две — четыре капли жидкости
в 1 с. В таком режиме выполняют
сушку уайт-спирита в течение 1,5—2 ч.
По окончании сушки уайт-спирита ло-
вушку и холодильник повторно промы-
вают и просушивают.
Подготовленные для анализа об-
разцы изоляции измельчают до разме-
ров примерно 10X10 мм. Образцы толщиной более 2 мм
расслаивают на слои толщиной не более 1—2 мм. Из на-
резанных образцов изготавливают по две навески 40—
60 г для каждого вида образца и взвешивают их с точ-
ностью до 1 г.
При определении малых значений влагосодержания
приготавливают навески по 100 г, что позволяет несколь-
ко повысить точность измерения выделяющейся из об-
разца влаги.
Во избежание дополнительного увлажнения образцов
изоляции разделку их производят только в сухом поме-
щении за возможно короткое время, но не более 15 мин.
Подготовленные навески изоляции помещают в колбу
с просушенным уайт-спиритом. При этом во избежание
испарения воды из образцов до начала анализа темпе-
ратура уайт-спирита не должна превышать +50°С.
Включают колбонагреватель и, устанавливая такой
же режим нагрева, как и при сушке уайт-спирита, вы-
держивают его в течение 1,5—2 ч. В таком режиме влага
образцов, превращаясь в пар, будет совместно с парами
уаит-спирита поступать в холодильник, конденсировать-
ся на его стенках и стекать в ловушку. Тщательно соби-
рают сконденсированную на стенках холодильника вла-
гу, помещают ловушку в горячую воду для осветления
и замеряют количество воды, собравшейся в ловушке.
Если количество собранной в ловушке воды невелико
(менее 0,3 см3) и конденсат мутный, производят повтор-
ное осветление, охлаждая ловушку до окружающей тем-
пературы.
По полученным значениям массы выделившейся в ло-
вушке влаги и массы испытуемой навески вычисляют
влагосодержание пробы, %:
%=^100,	(11.6)
где У — масса, воды, собравшейся в ловушке, г; Р —
масса навески испытуемого образца, г; К. — коэффи-
циент, учитывающий массу масла, пропитавшего обра-
зец. Для пропитанной изоляции принимают 7<=0,7, для
непропитанной 7<=1.
Влагосодержание образца определяют как среднее
арифметическое от результатов двух проб:
Хср=(Х1+Х2)/2.	(11.7)
Отбор установленных внутри трансформатора образ-
цов осуществляют следующим образом. Заблаговремен-
но подготавливают чистый сухой герметичный сосуд
емкостью 1 л, имеющий уплотняемую крышку, и напол-
няют его чистым сухим трансформаторным маслом.
Затем, демонтировав ближайший к установленному
внутри макета изоляции люк на баке трансформатора,
вынимают из него нужные образцы. На баке трансфор-
матора в районе расположения образцов обычно преду-
сматривают специальный люк с надписью «Образцы».
Если трансформатор заполнен маслом, то для отбора
образцов необходимо частично слить масло до уровня,
позволяющего демонтировать люк. Удаленные из транс-
форматора образцы необходимо не позднее чем через
15 мин после открытия люка поместить в сосуд с мас-
лом и загерметизировать. Если образец не проходит
в горлышко сосуда, его необходимо разрезать на части.
Сосуд с образцами можно хранить или транспортиро-
вать в течение не более 7 сут.
По влагосодержанию нескольких образцов различной
толщины можно судить о глубине проникновения влаги
в изоляцию. Определяя влагосодержание образцов раз-
ных толщин и сравнивая полученные результаты, оцени-
вают глубину увлажнения изоляции и соответственно
этому выбирают необходимый метод сушки изоляции.
Образцы проверяют:
1)	при предварительной оценке изоляции трансфор-
матора в случае нарушения условий транспортировки,
хранения и разгерметизации трансформатора. Отбор
образцов производят до и после разгерметизации. Отби-
раются образцы 0,5; 1 и 3 мм. Если остаточное влаго-
содержание образца толщиной 3 мм не превышает 1%
по массе, требуется подсушка изоляции трансформато-
ра. Если влагосодержание этого образца превышает
1%, производится сушка трансформатора без масла;
2)	при подсушке трансформаторов. Оценка достаточ-
ности подсушки приведена в § 12.3;
3)	при сушке трансформаторов. Оценка достаточно-
сти сушки указана в § 13.2.
11.6. ВЫБОР СПОСОБОВ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ
ИЗОЛЯЦИИ
Дополнительную обработку изоляции трансформато-
ров производят для удаления влаги и газов, адсорби-
рованных изоляцией в период транспортировки, хране-
ния и монтажа.
В зависимости от степени увлажнения изоляции
в практике применяют три метода дополнительной об-
работки изоляции: контрольный прогрев трансформато-
ров с маслом, контрольную подсушку изоляции транс-
форматоров, заполненных маслом или без масла, и
сушку изоляции трансформаторов без масла.
Технология проведения контрольного прогрева и под-
сушки описана в гл. 12, организация и технология про-
ведения сушки изложены в гл. 13.
Контрольный прогрев трансформаторов на напряже-
ние до 35 кВ включительно производят в следующих
случаях:
1)	при признаках увлажнения масла, с которым при-
был трансформатор;
2)	если продолжительность хранения без доливки
масла превышает продолжительность, указанную
в § 11.1, но не более 7 мес;
3)	если время пребывания активной части на возду-
хе превышает время, указанное в § 6.1, но не более чем
в 2 раза;
4)	если характеристики изоляции не соответствуют
нормам, приведенным в § 11.1.
Контрольную подсушку осуществляют для трансфор-
маторов на напряжение до 35 кВ включительно в сле-
дующих случаях:
1) если после контрольного прогрева свойства изо-
ляции не соответствуют требованиям § 11.1;
2) если продолжительность хранения без доливки
маслом составляет свыше 7 мес, но не превышает одно-
го года.
Для трансформаторов на напряжение ПО—750 кВ
контрольную подсушку производят при незначительных
(поверхностных) увлажнениях изоляции, а также в сле-
дующих случаях:
1)	если время хранения трансформаторов без масла
или доливки маслом превышает допустимое, приведен-
ное в § 11.1, но не более одного года;
2)	при наличии признаков увлажнения масла при
нарушении герметичности;
3)	если время пребывания активной части на возду-
хе превышает максимально допустимое (см. § 6.1 и 7.1),
но не более чем в 2 раза;
4)	если параметры изоляции, измеренные в процессе
монтажа или после монтажа, не соответствуют нормам,
изложенным в § 11.1.
Сушку трансформаторов выполняют в одном из сле-
дующих случаев:
1)	если на активной части имеются следы воды или
значительного увлажнения изоляции;
2)	если продолжительность пребывания активной
части на воздухе более чем в 2 раза превышает время,
указанное в § 6.1 и 7.1;
3)	если трансформатор хранился не залитым или не
долитым маслом свыше года;
4)	если индикаторный силикагель в трансформато-
рах, транспортируемых без масла, потерял голубой
цвет;
5)	если при контрольной подсушке не получены
удовлетворительные результаты (см. § 12.3);
6)	если влагосодержание образцов изоляции, взятых
до или после разгерметизации в трансформаторах
80 МВ-А и более напряжением i 10 кВ и более, в слу-
чае нарушения условий транспортировки, хранения и
разгерметизации превышает 1%.
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ОБРАБОТКИ
ИЗОЛЯЦИИ ПРИ МОНТАЖЕ
12.1.	ВАКУУМИРОВАНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Вакуумирование перед заливкой маслом производит-
ся для удаления воздуха из бака, а также адсорбиро-
ванных изоляцией в процессе разгерметизации влаги и
газа. Вакуумированию подвергаются трансформаторы
напряжением 150—750 кВ.
Для откачки из бака трансформатора паров влаги и
газа в основном применяют объемные механические
вакуум-насосы с масляным уплотнением, работающие
по принципу перемещения газов за счет периодического
изменения объема рабочей камеры.
Технические данные механических вакуум-насосов
с масляным уплотнением приведены в приложении XIII.
Основными техническими параметрами механических
насосов являются остаточное давление и быстрота дей-
ствия. Остаточным давлением насоса называется наи-
меньшее давление, которое достигается насосом при ра-
боте без нагрузки, т. е. при закрытом входном патрубке.
Так как при работе в таком режиме в процессе дости-
жения остаточного давления на входе насоса кроме
остаточных газов имеются и конденсирующиеся пары,
различают полное остаточное давление (сумма парци-
ального давления остаточных паров и газов) и давление
остаточных газов. Быстротой действия вакуум-насоса
при данном впускном давлении называется объем газа,
поступающего в рабочий насос в единицу времени при
этом давлении. Быстрота действия насоса определяет
его производительность.
Принцип работы механических вакуум-насосов пояс-
нен на рис. 1.2.1,а.
Создаваемое вакуум-насосами с масляным уплотне-
нием остаточное давление в значительной мере опреде-
ляется свойствами залитого в нем рабочего масла,
в первую очередь вязкостью, а также давлением насы-
щенных паров масла. В результате старения рабочего
масла и конденсации в нем паров и газов создаваемое
вакуум-насосом предельное остаточное давление в на-
сосе может значительно повыситься.
При работе вакуум-насоса часть масла в виде мел-
ких капель выбрасывается в атмосферу вместе с отка-
чиваемым газом, поэтому в процессе работы необходимо
следить за уровнем масла и своевременно доливать его,
а через определенное время и заменять масло в насосе.
Рис. 12.1. Принцип действия вакуум-насосов.
а — механический вакуум-насос с масляным уплотнением; б — двухроториыЙ
вакуум-насос типа ДВН.
Для предотвращения конденсации в рабочем масле
паров откачиваемой влаги механические вакуум-насосы
оборудуют газобалластным устройством, при помощи
которого в камеру насоса до начала сжатия подают
определенное количество атмосферного воздуха (так на-
зываемый балластный газ). Смешиваясь с откачивае-
мым газом, атмосферный воздух уменьшает конденсацию
водяных паров в газе. Чем больше концентрация газа,
тем больше необходимо подавать балластного газа. По-
ток балластного газа регулируют с помощью вентиля-
дозатора. Следует отметить, что при использовании
газобалластного устройства повышается предельное
остаточное давление, создаваемое вакуум-насосом.
Последнее время для трансформаторов большой
мощности применяют двухроторные вакуумные насосы
типов 2ДВН-500, 2ДВН-1500 и другие, отличающиеся
значительной быстротой действия при малых значениях
входного давления. Принцип работы двухроторного ва-
куум-насоса поясняется на рис. 12.1,6.
Конструкция этого вакуум-насоса не позволяет соз-
дать низкие давления в откачиваемом объеме при ра-
боте его с выхлопом в атмосферу, поэтому с выхлопом
двухроторного вакуум-насоса соединяют форвакуумный
насос, создающий необходимое для пуска двухроторного
вакуум-насоса разрежение в откачиваемом объеме.
Кроме быстроты действия и предельного остаточного
давления к основным техническим параметрам двухро-
торных вакуум-насосов относятся наибольшее впускное
и наибольшее выпускное давления.
Наибольшим впускным давлением называется наи-
большее давление на входном сечении вакуум-насоса,
при котором вакуум-насос может начать работу.
Наибольшим выпускным давлением называется наи-
большее давление в выходном сечении вакуум-насоса,
при котором вакуум-насос еще может работать.
У двухроторных вакуум-насосов впускное давление
плавно изменяется в зависимости от выпускного, поэто-
му понятием наибольшего выпускного давления обычно
не пользуются. Технические данные двухроторных ва-
куум-насосов приведены в приложении XIII.
В качестве форвакуумных насосов применяют меха-
нические вакуум-насосы с масляным уплотнением.
Предварительную откачку вакуумированного объема
обычно производят через проточную полость насоса типа
ДВН. Для убыстрения предварительной откачки, а так-
же в случаях, когда в процессе предварительной откачки
выделяется много. водяных паров, которые могут кон-
денсироваться в рабочей полости насоса типа ДВН,
рекомендуется делать обводной вакуум-провод, соеди-
няющий форвакуумный насос с откачиваемым объемом,
минуя насос типа ДВН.
Производительность форвакуумного насоса при дав-
лении, равном выпускному давлению двухроторного ва-
куум-насоса, должна быть не меньше производительно-
сти двухроторного вакуум-насоса при впускном дав-
лении.
Производительность вакуум-насоса, Па-м3/с, вычис-
ляют по формуле
N—PS,	(12.1)
где Р — остаточное давление, Па; S — быстрота дейст-
вия насоса, м3/с.
При работе вакуум-насоса необходимо контролиро-
вать давление на входе в насос, уровни масла в кожухе
шестерни и манжетной камере, подачу охлаждающей
воды и характер шума. Не допускается включать в ра-
боту вакуум-насос типа ДВН, если давление на входе
его превышает значение впускного давления, так как
это может привести к быстрому нагреву и заклинива-
нию роторов. В связи с этим отключать вакуум-насос
типа ДВН необходимо перед отключением форвакуум-
ного насоса.
Для измерения остаточного давления в баке транс-
форматора в основном применяют вакуумметры типов
ВТ-3 и ВСБ-1, работающие на использовании зависимо-
сти теплопроводности газа от давления. Приборы такого
типа состоят из датчика, непосредственно соединяюще-
гося с вакуумной системой, давление в которой должно
измеряться, и измерительного блока, с которым электри-
чески связан датчик.
В качестве датчика в вакуумметрах типа ВТ-3 ис-
пользуют манометрические преобразователи типов
ПМТ-2 или ПМТ-4. Они представляют собой стеклянный
или металлический корпус, в котором на двух вводах
смонтирован платиновый или никелевый подогреватель,
а на двух других вводах укреплена термопара. Термо-
пара и нагреватель сварены через перемычку. Подогре-
ватель нагревается током, который можно регулировать
и измерять в блоке измерения. Спай термопары, нагре-
ваемый подогревателем, является источником термо-
ЭДС, значение которой контролируется прибором в бло-
ке измерения.
При низких давлениях, когда отсутствуют взаимные
столкновения молекул и связанные с ними потери теп-
лоты, теплопроводность находится в прямой зависимости
от. давления газа. Если ток, проходящий по подогрева-
телю, поддерживать постоянным, то температура его
нагрева, контролируемая по значениям ЭДС, будет за-
висеть от остаточного давления в баке. Отсчет термо-
ЭДС производят по шкале блока измерения, а затем
по градуировочной кривой переводят в единицы дав-
ления.
В режиме постоянства рабочего тока измеряют дав-
ление до 13,3 Па манометрическими преобразователями
типов ПМТ-2 и ПМ1-4 (диапазон II). При давлениях
выше 13,3 Па теплопроводность газа уже не пропорцио-
нальна давлению, поэтому измерения производят в ре-
жиме поддержания постоянной температуры подогрева-
теля (термо-ЭДС). При этом ток, необходимый для под-
держания постоянства температуры нагревателя, будет
пропорционален давлению. В режиме постоянства тем-
пературы измеряют давление от 13,3 до 667 Па при
помощи манометрических преобразователей типа ПМТ-2
(диапазон I). Отсчет тока производится по шкале при-
бора, а затем по градуировочной кривой переводят
в единицы давления. Принцип работы вакуумметра ти-
па ВСБ-1 аналогичен. Технические данные приборов ти-
пов ВТ-3 и ВСБ-1 следующие:
Тип прибора .................
Диапазон измерений, Па . . .
ВСБ-1
ВТ-3
4-103—1	6,67.102—0,1
Тип манометрического датчика
Габариты, мм.................
Масса, кг....................
МТ-6; МТ6-3;
МТ-бф
390X260X240
14
ПМТ-2; ПМТ-4;
МТ-8
320X185X150
4,5
Контроль давлений от атмосферного до верхнего пре-
дела измерения приборов типов ВТ-3 или ВСБ-1 осу-
ществляют при помощи обычных деформационных труб-
чатых манометров. При использовании таких приборов
следует учитывать, что показания их зависят от атмо-
сферного давления.
Подсоединение оборудования и приборов для ваку-
умирования трансформаторов показано на рис. 12.2.
Применяемый для подсоединения оборудования ва-
куум-провод должен быть как можно короче, а проход-
ной его диаметр должен быть не мёнее входного диамет-
тра подсоединяемого вакуум-насоса. В вакуум-проводе
между насосами типов ДВН и ВН необходимо преду-
сматривать компенсаторы для уменьшения их вибрации.
Перед началом вакуумирования необходимо тщатель-
но уплотнить все разъемные соединения и проверить гер-
метичность трансформатора.
Для проверки герметичности в баке трансформатора
создают остаточное давление не более требуемого для
вакуумирования, затем перекрывают вакуум-провод и
выдерживают в таком состоянии в течение 1 ч. Для
трансформаторов 150—500 кВ герметичность проверяют
при остаточном давлении не более 665 Па, а для транс-
форматоров 750 кВ и 400—750 кВ постоянного тока__-
не более 200 Па. Трансформаторы считаются герметич-
ными, если созданное в баке давление через 1 ч повы-
сится не более чем на 665 Па.
Трансформаторы на напряжение 150—500 кВ перед
заливкой маслом должны быть отвакуумированы в те-
Рис. 12.2. Схема вакуумной заливки трансформатора.
/—установка для осушки масла; 2 — маслоподогреватель; 5 —стрелочный
вакуумметр; 4 — датчик прибора для измерения вакуума; 5 — маслоуказатель-
ное стекло; 6 — обратный клапан; 7 — вакуумный насос; S — вакуумметр для
контроля уровня масла в баке.
чение не менее 20 ч при остаточном давлении не более
665 Па, трансформаторы 750 и 400—750 кВ постоянного
тока — в течение не менее 72 ч при остаточном давлении
не более 200 Па либо в течение не менее 48 ч при оста-
точном давлении не более 133 Па.
Схема вакуумирования должна быть собрана таким
образом, чтобы в процессе создания вакуума не повре-
дились от разности давлений отдельные детали и узлы
трансформатора. Для этого во время вакуумирования
должны быть соединены с баком трансформатора при
помощи вакуум-проводов полости баков навесных
устройств РПН, полости контакторов и др. Узлы транс-
форматора, не рассчитанные на вакуум, должны быть
надежно отсечены от бака.
12.2.	ЗАЛИВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ МАСЛОМ
Применяемое для заливки трансформаторов масло
должно отвечать требованиям, приведенным в табл. 5.1.
При этом для трансформаторов сравнительно небольших
мощностей, оборудованных системами охлаждения М
и Д, вл агосо держание масла не проверяют.
Заливку трансформаторов маслом рекомендуется
производить при помощи маслообрабатывающих уста-
новок.
Трансформаторы на напряжение до НО кВ заливают
маслом с температурой не менее 10°С без вакуума.
Маслоочистительную установку подсоединяют к венти-
лю, расположенному в нижней части бака трансформа-
тора, воздухоспускные пробки на крышке бака откры-
вают. Бак трансформатора заполняют маслом со ско-
ростью примерно 1,5—3 т/ч для появления масла в от-
верстиях пробок, закрывают и уплотняют пробки. Если
на трансформаторе установлен расширитель, заливку
продолжают до достижения отметок в маслоуказателе
расширителя. После отстоя в течение не менее 12 ч по-
вторно открывают пробки и выпускают скопившийся под
ними воздух.
Трансформаторы на напряжение 150—500 кВ, не
имеющие герметичных защит масла, заливают маслом
с температурой 40—50°С при наличии остаточного дав-
ления в баке трансформатора не более 665 Па. Подсо-
единение оборудования и приборов, предназначенных
для вакуумной заливки трансформаторов, показано на
рис. 12.2.
После окончания вакуумирования трансформатора
при указанном в § 12.1 остаточном давлении, не оста-
навливая вакуум-насос, через вентиль, расположенный
на крышке трансформатора, при помощи маслоочисти-
тельной установки в бак трансформатора подают масло
со скоростью не более 3 т/ч. Попадая на активную
часть, масло разбрызгивается, что способствует удале-
нию из него паров влаги и газа. В течение всего периода
заливки в баке необходимо поддерживать соответствую-
щее остаточное давление.
При вакуумной заливке для подачи масла в бак
трансформатора не рекомендуется применять фильтр-
прессы и центрифуги, имеющие сообщение с окружаю-
щим воздухом. Применяемый маслопровод должен быть
маслоплотным и выдерживать полный вакуум.
Для контроля за уровнем масла в баке трансформа-
тора обычно применяют временные маслоуказатели
в виде стеклянных трубок, которые при помощи гибких
шлангов соединяют с верхней и нижней частями бака
трансформатора. Более технологичным является метод
контроля уровня масла в баке при помощи двух вакуум-
метров. Один вакуумметр подсоединяют к надмасляно-
му пространству, а другой устанавливают на вентиле
внизу бака трансформатора. Высоту столба масла, м,
над уровнем установки нижнего вакуумметра можно
вычислить по формуле
H=(pi—р2)/0,9,	(12.2)
где pi и р2 — показания вакуумметров, Па.
Для практических расчетов принимают, что плот-
ность масла равна 0,9-103 кг/м3.
Вакуумную заливку производят до уровня 150—
200 мм от верха крышки бака трансформатора, пока все
изоляционные детали активной части не будут покрыты
маслом. После этого прекращают подачу масла в бак
трансформатора и вакуумируют надмасляное простран-
ство в течение 10 ч. Останавливают вакуум-насос и
через воздухоосушитель заполняют надмасляное про-
странство в баке воздухом. При атмосферном давлении
выдерживают активную часть в течение 5 ч.
После вакуумной заливки выполняют доливку транс-
форматора маслом через имеющийся в расширителе
патрубок для доливки масла. Доливку трансформатора
до уровня отметок в маслоуказателе расширителя про-
изводят без вакуума после монтажа всех заполненных
маслом комплектующих узлов (охладителей, выхлопной
трубы и пр.) и установки расширителя. После отстоя
в течение 12 ч из всех пробок на крышке и комплектую-
щих узлах трансформатора повторно выпускают скопив-
шийся воздух.
Таким же образом производится доливка трансфор-
маторов, прибывших на монтажную площадку частично
не долитыми маслом, с которых масло в процессе мон-
тажа полностью не сливалось.
Перед вакуумной заливкой трансформаторов, обору-
дованных пленочной защитой масла, необходимо на
крышке бака смонтировать патрубок газового реле с за-
порным вентилем и другие составные части, для уста-
новки которых требуется разгерметизация бака. Залив-
ку производят дегазированным маслом, отвечающим
приведенным в табл. 5.1 требованиям, при остаточном
давлении в баке, указанном в § 12.1. При этом масло
в бак трансформатора подают через задвижку, распо-
ложенную в нижней части бака, до уровня на 100—
200 мм ниже верха крышки бака. Скорость подачи мас-
ла не ограничивается. Надмасляное пространство ва-
куумируют при соответствующем давлении в течение
2 ч, затем вакуумирование прекращают.
После установки расширителя со смонтированной
гибкой оболочкой газового реле и соединяющих их
патрубков и запорных вентилей (см. рис. 10.1) расшири-
тель доливают дегазированным маслом до максимально
возможного уровня. Открывают вручную отсечный кла-
пан и запорный вентиль,. отсекающий газовое реле от
расширителя, заполняют соединяющие патрубки мас-
лом, выпуская воздух через воздухоспускной краник ре-
ле. Затем открывают запорный вентиль, отсекающий
газовое реле от бака трансформатора, и заполняют над-
масляное пространство в баке маслом, поступающим из
расширителя. При необходимости производят доливку
расширителя маслом. Устанавливают необходимый уро-
вень масла в расширителе, после чего открывают воз-
духоспускные пробки на баке и комплектующих частях
и выпускают оставшийся воздух.
Заполнение расширителя, оборудованного пленочной
защитой, дегазированным маслом описано в § 10.1.
12.3.	НАГРЕВ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Нагрев трансформаторов производят в следующих
случаях: перед разгерметизацией трансформатора для
предохранения изоляции от недопустимого увлажнения,
перед измерением параметров изоляции (7?ео и tg 6)
при температурах, указанных в паспорте трансформато-
ра, при проведении подсушки и сушки изоляции транс-
форматора.
Способы нагрева перед разгерметизацией и при про-
ведении сушки изоляции трансформаторов описаны со-
ответственно в § 7.2 и гл. 13. Рассмотрим способы на-
грева трансформаторов для проведения измерений пара-
метров изоляции и подсушки трансформаторов.
Для измерения параметров изоляции трансформато-
ров изоляцию их нагревают до температуры, отличаю-
щейся не более чем на 5°С от температуры, при которой
производились измерения на заводе. Температуру изоля-
ции определяют по активному сопротивлению обмотки
ВН, как описано в § 11.2.
Наиболее распространенным является нагрев транс-
форматоров методом постоянного тока. Нагрев по дан-
ному методу происходит за счет теплоты, выделяющейся
в обмотках трансформатора при пропускании по ним
постоянного тока. Источник постоянного тока подсоеди-
няют к выводам соединенных соответствующим образом
обмоток. Схему нагрева и необходимый для этого источ-
ник постоянного тока выбирают на основании расчета.
Для расчета необходимо иметь активные сопротивления
и номинальные значения токов обмоток, включенных
в схему нагрева, и схему соединения обмоток в транс-
форматоре.
Мощность нагрева, Вт, определяют по формуле
Рнаг=72сх/?сх,	(12.3)
где /Сх — общий ток в схеме, А; 7?сх — активное сопро-
тивление электрической схемы нагрева, состоящей из
обмоток трансформатора, приведенное к температуре
75°С, Ом.
Общий ток в схеме должен быть таким, чтобы ток,
протекающий по каждой из обмоток, был равным или
меньше фазного номинального тока каждой из обмоток.
При этом следует учитывать, что в трехобмоточных
автотрансформаторах обмотка среднего напряжения
(СН), являющаяся общей частью автотрансформатор-
ной обмотки, может быть рассчитана на ток, меньший
тока электрически соединенной с ней обмотки ВН. Если
в технической документации не указано значение номи-
нального тока обмотки СН, его необходимо вычислить,
исходя из условий номинальных нагрузок обмоток ВН
и НН.
По условию номинальной нагрузки обмотки ВН ток
в обмотке СН вычисляют по формуле
7,сн=/сн—/вн,	(12.4)
где 7сн — ток в линии среднего напряжения, А; 7вн—
ток в линии высшего напряжения, А.
Значения токов 7сн и 7вн приводятся в паспорте
трансформатора.
По условию номинальной нагрузки обмотки НН ток
в обмотке СН вычисляют по формуле:
для трехфазных трансформаторов
(|2-6)
для однофазных трансформаторов
''сН=РнН/з'/ся; <12-6'
где Рнн — номинальная мощность о мотки НН, МВ-А;
Uch — номинальное напряжение обмотки среднего на-
пряжения, кВ.
За допустимый ток по обмотке СН принимают боль-
шее из значений, полученных по указанным выше фор-
мулам.
Если ток нагрева протекает через ввод нейтрали, то
его значение не должно быть больше значения, указан-
ного в технической документации трансформатора. Если
таких указаний в заводской технической документации
не имеется, то допустимый ток рассчитывают, исходя из
максимальной плотности тока в изолированном отводе
нейтрали 3 А/мм2, в неизолированном отводе нейтра-
ли — 5 А/мм2.
Значения активного сопротивления обмоток транс-
форматора, необходимые для расчета общего сопротив-
ления схемы нагрева, принимают из технической доку-
ментации либо измеряют. Приведение их значений
к температуре 75°С производят по формуле
^75°с = 235+7^»	(12.7)
где	— сопротивление обмотки, Ом, при известной тем-
пературе tx, °C.
Подводимое напряжение, В, вычисляют следующим
образом:
П=/сх7?сХ-	(12.8)
Расчеты производят для нескольких возможных схем
соединения обмоток (рис. 12.3,а—е), из которых для на-
грева выбирают схему, которая обеспечивает необходи-
мую для нагрева мощность и параметры которой наибо-
лее подходят для имеющегося источника питания.
Требуемая мощность нагрева зависит от массы транс-
форматора с маслом и условий нагрева (окружающей
температуры, наличия утепления и др.). Мощность на-
грева должна быть достаточна для того, чтобы обеспе-
чить рекомендуемую ниже скорость нарастания темпе-
ратуры верхних слоев масла. При нагреве трансформа-
тора до температуры 20°С скорость нарастания темпе-
ратуры верхних слоев масла должна быть в пределах
5—8°С/ч, от 20 до 50°С/ч — 3—5°С/ч и от 50 до 70°С —
2—3°С/ч.
Практически для нагрева трансформаторов на напря-
жение НО—500 кВ, мощностью от 100 до 400 МВ-А
рекомендуется обеспечить мощность нагрева около
100—150 кВт, для трансформаторов большей мощности
и высших классов напряжения— 150—200 кВт. Для на-
грева трансформаторов напряжением до ПО кВ, мощ-
ностью менее 100 МВ-А требуется мощность нагрева до
100 кВт.
В качестве источников питания используют генерато-
ры возбуждения, выпрямительные установки и свароч-
ные генераторы. Наиболее широкое распространение по-
лучили выпрямительные установки с регулированием
выходного напряжения от 0 до требуемого значения.
Расчет и выбор схемы нагрева поясним на примере.
Пример. Трансформатор АТДЦТН-125000/220. Паспортные
данные трансформатора:
Ток в линии высшего напряжения, А ... 313
Ток в линии среднего 'напряжения, А ... 595
Номинальное напряжение обмотки СН, кВ ... 121
Номинальная мощность обмотки НН, кВ-А ... 63 000
Допустимый ток по отводу нейтрали, А ... 380
Активное сопротивление при температуре 44°С, Ом:
между выводами А-0, С-0, В-0 ... 0,63
между выводами Ат-0, Cm-О, Вт-0 ... 0,325
Определяем допустимый ток по обмотке СН:
из условий нормальной нагрузки обмотки ВН
/'сн=/сн—/вн=595—313=218 А;
из условий номинальной нагрузки обмотки НН
Гах = Pjjh/L/ch КЗ“= 63 000/121 Кз~= 309 А.
Протекающий по обмотке СН в процессе нагрева ток должен
быть не более 309 А.
Определяем сопротивление обмоток, приведенное к температу-
ре 75°С:
310	310
= 0,63 235 + 44 = °,69 Ом; ЯЛт= 0,325	= 0,356 Ом.
Определяем мощность и напряжение нагрева для различных
схем соединения обмоток. Результаты расчетов приведены в табл. 12.1.
Схемы на рис. 12.3,е, д, е не обеспечивают достаточную мощ-
ность нагрева, а поэтому неприемлемы. Для нагрева следует вы-
брать одну из схем на рис. 12.3,а, б, г в зависимости от напряже-
ния источника питания.
Нагрев трансформатора производят после установки
комплектующих узлов и заливки маслом. Перед нача-
лом нагрева должны быть проведены следующие испы-
тания: опыт холостого хода при пониженном напряже-
нии, определение активных сопротивлений включенных
в схему нагрева обмоток при выбранном положении
		Таблица 12.1
расчет параметров.нагрева трансформатора ДТДЦТН-125000/220 методом постоянного тока		
№ рисунка	Ток нагрева, А	Сопротивление схемы, Ом; напряжение нагре- ва, В; мощность нагрева, кВт
12-3, а	^сх — ЛзН = 309	3 Яд = 0,69; /7СХ = —2~ Яд =
		3 = -^ 0,69= 1,03;
		77 = /СХ=ЯСХ= 309-1,03 = 318; Р = /2СХЯСХ = 3092-1,03 =98,4
12-3, б	/сх = ^сн = 309	Яд = 0,69; Ясх = 2ЯЛ = = 2-0,69= 1,38; U = /СХЯСХ = 309-1,38 = 426; Р = /2сх«сх = 3092  1,38 = 132
12-3, в	/сх = /цейтр — 380	rA 0,69 Яд = 0,69; ясх = “з~ = -у- = 0,23;
		U = /СХЯСХ = 380 • 0,23 = 87,3; Р = /2СХЯСХ = 3802-0,23 = 32,2
12-3,?	4х = ^вн+ /СН = =313+309=622	Яр, о=^0; Rai = RAn = 0,356; ^№ = ^-^ = 0,69 - 0,356 = = 0,334; (р	।	(р	, 1''вн + 2
		R +RbK + R +Rcii
		Лвн+ 2 т~ксн+ 2 = 0,258; U = ^сх^сх = 622-0,258 = 160; Р = P^Rcx = 99,5
12-3, д	/сх = /Вн=313	Явн /?	— /?	I .	п	1
		' сх	‘<ВН т 2 — U ’Л5’ Г" + 0,167 = 0,501; 17=/Я = 313-0,501 = 157; Р=/2Я = 49,2
12-3, е	Л:х = ^ВН = 313	Ясх = 2ЯВН = 2- 0,334 = 0,668; 77= /схЯсх = 313-0,668 = 209; р = /2СХЯСХ = 3132  0,668 = 65,5
переключателя, проверка правильности установки пере-
ключающего устройства, определение сопротивления
изоляции обмоток трансформатора.
Сборка схемы нагрева осуществляется кабелями,
сечение которых должно быть не менее сечения токове-
дущих шпилек вводов, к которым они подсоединяются.
Обмотки, не участвующие в нагреве, если они не связа-
ны с нагреваемыми обмотками, должны быть закороче-
ны и заземлены. Сечения применяемых для закорачива-
ния обмотки шин или кабелей должны быть рассчитаны
на номинальный ток обмотки. В схеме должны быть
предусмотрены амперметр и вольтметр для контроля за
режимом нагрева, а также автомат для аварийного от-
ключения питания. Приборы и аппараты необходимо
установить на монтажной площадке в удобном месте.
При сборке схемы следует уделить особое внимание ка-
чественному выполнению контактных соединений.
При нагреве трансформатора в зимнее время следует
утеплить бак, особенно верхнюю его часть, асбестопо-
потном или листовым асбестом. Перед включением на-
грева необходимо визуально проверить отсутствие течи
масла и уровень масла в баке трансформатора, закоро-
гить и заземлить обмотки трансформаторов тока, а при
смонтированной системе охлаждения перекрыть вентили
маслопровода охладителей.
Для нагрева трансформаторов, имеющих направлен-
ную циркуляцию масла, необходимо собрать схему цир-
куляции масла по направленному контуру согласно ука-
заниям в технической документации на трансформатор.
На время нагрева необходимо организовать кругло-
суточное дежурство монтажного персонала, выполнить
все требования по обеспечению техники безопасности и
противопожарной безопасности, описанные в § 16.3. Для
ежурного персонала разрабатывается инструкция по
нагреву трансформатора.
При нагреве постоянным током рекомендуется произ-
водить плавный подъем и понижение напряжения на-
грева во избежание возникновения на обмотках транс-
форматора высокого напряжения. Вначале производят
пробное включение нагрева для проверки работы при-
боров и состояния схемы (нагрев контактных соедине-
ний, питающих кабелей и др.).
В процессе нагрева необходимо контролировать ток
и напряжение нагрева, следить за отсутствием следов
утечки масла, работой оборудования и приборов, ско-
ростью нарастания температуры верхних слоев масла
в баке трансформатора. Результаты измерений и наблю-
дений необходимо регистрировать в журнале.
Регулирование скорости нарастания температуры
верхних слоев масла осуществляют путем включения и
отключения нагрева, изменения напряжения нагрева,
применения разных схем нагрева. В начале нагрева до
достижения температуры верхних слоев масла 40°С на-
грев разрешается производить постоянным током, рав-
ным 1,2 расчетного тока нагрева. Нагрев трансформа-
тора заканчивается, когда температура верхних слоев
масла достигает значения, превышающего на 5°С тем-
пературу, до которой производится нагрев.
В некоторых случаях нагрев трансформаторов про-
изводят методом короткого замыкания. Для нагрева по
этому методу необходимо одну из обмоток трансформа-
тора замкнуть накоротко, а на вторую подать понижен-
ное напряжение промышленной частоты. В трехобмоточ-
ных трансформаторах не участвующая в нагреве
обмотка остается незамкнутой и заземляется через один
из фазных вводов или через нейтральный ввод.
Нагрев трансформатора происходит за счет теплоты,
выделяемой в обмотках при протекании через них тока
нагрева, и теплоты, вызываемой потоками рассеивания,
в конструктивных деталях активной части и стенках
бака.
Мощность нагрева и подводимое к обмотке напряже-
ние определяют расчетом. Для расчета необходимо знать
следующие параметры трансформатора: допустимый ток
по обмоткам, напряжение и потери короткого замыка-
ния, номинальные мощности обмоток трансформатора.
Допустимый ток по обмоткам определяют так же,
как и при нагреве трансформаторов методом постоян-
ного тока, с учетом того, что он должен быть не более
0,7 номинального значения.
Расчет производят следующим образом. Определяют
ток нагрева питаемой обмотки. Когда мощности участ-
вующих в нагреве обмоток равны, а также когда мощ-
ности не равны и питание подается на обмотку меньшей
мощности, ток нагрева определяют по формуле
/ваг = /ЯомТЛ^7	(12.9)
где /ном — номинальный ток питаемой обмотки, А; Рк,в—
потери короткого замыкания, приведенные к температу-
ре 75°С, для применяемого при нагреве режима
(ВН—НН, ВН—СН или СН—НН), кВт; Рнаг —мощ-
ность нагрева, кВт. Принимается в зависимости от усло-
вий нагрева с учетом, что РНаг^0,49Рк,3.
Когда мощности участвующих в нагреве обмоток не
равны и питание подается на обмотку большей мощ-
ности, ток нагрева определяют по формуле
(12.10)
где Pjhom — номинальная мощность (большая) питае-
мой обмотки, кВ-А; Рщом— номинальная мощность
(меньшая) питаемой обмотки, замкнутой накоротко,
кВ-А.
По полученным значениям /11аг определяют напряже-
ние нагрева UHaT-
Если мощности участвующих в нагреве обмоток рав-
ны или питание подается на обмотку большей мощно-
сти, t/наг вычисляют по формуле
г г  Дк.зЦюм /цаг	ПО in
О'наг— 100 /ном’
где t/K,s — напряжение короткого замыкания участвую-
щей в нагреве пары обмоток, приведенное к большей из
мощностей этих обмоток, %; Дном — номинальное напря-
жение питаемой обмотки, кВ.
Для случая, когда питание подается на обмотку
меньшей мощности, определяют по формуле
Л	3Сн0м /Еаг Т’гном	IQ,
''наг— ГОО 7 р	(1Z.1ZJ
1 UU	/ ;1ОМ Л J }1О?1
Потребную мощность источника питания можно вы-
числить по формулам:
для однофазного трансформатора
Дп=Днаг/наг;	(12.13)
для трехфазного трансформатора
Q {J I
наг1 наг-
(12.14)
Расчет производят для нескольких режимов коротко-
го замыкания. На основании расчета выбирают источник
питания необходимой мощности, выходное напряжение
которого наиболее соответствует расчетному напряже-
Рис. 12.3. Электрические схемы нагрева трансформатора типа
АТДЦТН-125000/220 методом постоянного тока.
а~ схема с подводом питания к обмоткам В и С при соединении обмоток
А и С в параллель; б — схема с подводом питания к обмоткам А и С, об-
мотка В замкнута накоротко; в — схема с подводом питания к обмоткам А
и 0, обмотки А, В, С соединены в параллель; а —схема с подводом питания
к обмоткам Вт и Ст, обмотки Ат и Ст соединены в параллель, обмоткн
А, В, С закорочены; д схема с подводом питания к обмоткам А и С,
обмотки А и В соединены в параллель, обмотки Ат, Вт, Ст закорочены;
е — схема с подводом питания к обмоткам А и С, обмотка В замкнута на-
коротко Ат, Вт, Ст закорочены.
нию нагрева. После этого уточняют фактическую мощ-
ность нагрева по формуле
Рнаг,ср=(ПСр/Пнаг)2Риаг,	(12.15)
где UCp — напряжение источника питания. При этом
Рнаг,ср^0,49 Рк,з. Затем по приведенным выше формулам
уточняют ток нагрева и мощность источника питания.
Перед нагревом методом короткого замыкания транс-
форматор должен быть полностью заполнен маслом до
необходимого уровня в расширителе. Рекомендуется
включать газовую и токовую защиты на отключение
трансформатора от источника питания. В остальном на-
грев производят так же, как и методом постоянного
тока.
К достоинству метода короткого замыкания следует
отнести более равномерный, чем при нагреве постоян-
ным током, нагрев всех обмоток трансформатора, что
особенно важно при проведении подсушки трансформа-
тора. Однако из-за имеющихся недостатков этот метод
не находит широкого применения. Основные недостатки
нагрева трансформаторов методом короткого замыкания:
требуются источник питания большой мощности, высо-
кое напряжение, подаваемое на обмотки, которое для
многих трансформаторов имеет нестандартное значение,
низкий КПД.
Нагрев трансформаторов для измерения параметров
изоляции и подсушки можно производить также метода-
ми индукционных потерь в баке трансформатора и цир-
куляции масла через маслоподогреватель. Допускается
для нагрева трансформаторов применять одновременно
несколько методов, например методы постоянного тока
и индукционных потерь, методы короткого замыкания и
циркуляции масла через подогреватель.
12.4.	ПОДСУШКА ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
а)	Подсушка с нагревом изоляции маслом и вакуумированием
Технологический процесс подсушки обеспечивает
удаление влаги, адсорбированной только поверхностны-
ми слоями твердой изоляции.
Принципиальная схема подсоединения оборудования
и приборов для проведения подсушки изоляции транс-
форматоров с нагревом ее маслом показана на рис.
12.4,а.
Перед проведением подсушки изоляции трансформа-
торов напряжением ПО кВ и выше мощностью 80 МВ-А
и более необходимо определить остаточное влагосодер-
жание установленных внутри бака образцов изоляции
толщиной 0,5; 1 и 3 мм, как описано в § 11-6.
После заливки бака маслом до уровня 150—200 мм
ниже крышки трансформатор нагревают методом посто-
явного тока или другими методами до получения темпе-
ратуры верхних слоев масла 80°С. Затем при этой тем-
пературе трансформаторы на напряжение 400—750 кВ
всех мощностей, на напряжение 220—330 кВ, мощностью
200 мВ-А и более нагревают в течение 72 ч, трансфор-
маторы на напряжение 220—330 кВ, мощностью менее
200 МВ-А и трансформаторы на напряжение ПО—
150 кВ, мощностью от 80 до 400 МВ-А — в течение 54 ч,
110—150 кВ, мощностью менее 80 МВ-А — в течение
Рис. 12.4. Схема подсушки изоляции трансформаторов.
а — подсушка с нагревом изоляции маслом; б — низкотемпературная подсуш-
ка с применением ловушки водяных паров; 1 — датчик прибора измерения
остаточного давления; 2 — моиовакуумметр; 3 — ловушка водяных паров; 4 —
.двухроторный вакуум-насос типа 2ДВН-500 или 2ДВН-1500; 5—форвакуумный
насос типа ВН-6 или ВН-4; 6 — емкость для слива масла; 7 — обратный кла-
пан; 8 — маслонасос типа ЦНГ-68.
36 ч. В течение всего времени нагрева для равномерного
нагрева всей массы изоляции выполняют циркуляцию
масла в трансформаторе. При этом масло забирают из
нижнего патрубка трансформатора и через верхний па-
трубок подают в надмасляное пространство. Одновре-
менно с нагревом изоляции производят вакуумирование
надмасляного пространства в баке трансформатора при
соответствующем остаточном давлении, приведенном
в § 12.1.
Контроль за температурой осуществляют обычно тер-
мосигнализатором, термобаллон которого устанавливают
в заполненном маслом гнезде на баке. В процессе на-
грева в результате повышения давления водяных паров
в твердой изоляции и увеличения температуры масла
происходят переход влаги из твердой изоляции в масло
и частичное удаление ее вакуум-насосом. Затем отклю-
чают нагрев и, не останавливая вакуум-насос, быстро
сливают масло из трансформатора. Для слива масла из
бака трансформатора при работающем вакуум-насосе
необходимо применять высоконапорные маслонасосы ти-
па ЦНГ-68, а после начала работы маслонасоса прекра-
тить циркуляцию масла. Допускается для слива масла
из трансформатора создавать в надмасляном простран-
стве атмосферное давление путем подачи в бак сухого
воздуха или азота. Вакуум-насос перед этим следует
отключить, вакуум-провод перекрыть. При этом для
слива масла необходимо применять высокопроизводи-
тельные маслонасосы, обеспечивающие удаление масла
из бака в течение 3—4 ч.
После слива масла трансформатор вакуумируют при
соответствующем остаточном давлении в течение 20—
30 ч.
При дальнейшем понижении температуры выделение
из изоляции влаги практически прекращается. Не сни-
мая вакуума, заливают трансформатор предварительно
осушенным маслом, как описано в § 12-2. После заливки
маслом измеряют параметры Reo/Ris, tg#, CzlC5G изоля-
ции, которые должны удовлетворять требованиям, при-
веденным в гл. 11.
Для трансформаторов мощностью более 80 МВ-А на
напряжение ПО кВ и выше после окончания подсушки
необходимо определить также влагосодержание установ-
ленных образцов изоляции. Результаты подсушки счи-
таются удовлетворительными, если влагосодержание об-
разцов толщиной 1 мм не превышает 1 °/о • При получе-
нии неудовлетворительных результатов процесс подсуш-
ки необходимо повторить или произвести сушку изоля-
ции.
6)	Низкотемпературная подсушка изоляции с применением
ловушки водяных паров
Принципиальная схема выполнения низкотемператур-
ной подсушки изоляции трансформатора показана на
рис. 12.4,6. Эту технологию применяют только для под-
сушки изоляции трансформаторов, баки которых рассчи-
таны на полный вакуум. Она заключается в создании и
поддержании в баке без масла (над поверхностью твердой
изоляции) низкого остаточного давления водяных паров
(менее 13,3 Па). Такого остаточного давления достигают
за счет применения для откачки бака двухроторных вы-
сокопроизводительных вакуум-насосов типов 2ДВН-500,
2ДВН-1500 и установки в вакуум-проводе ловушки вы-
Рис. 12.5. Устройство вакуумной установки типа «Иней».
а— общий вид; б — схема устройства ловушки водяных паров; 1— ловушка
водяных паров; 2 — вакуум-насос типов 2ДВН-500, 2ДВН-1500; 5 —электро-
двигатель; 4 — силовой шкаф; 5 — выходной патрубок; 6 — ребро; 7 — емкость
охлаждающей смеси; 8 — входной патрубок; 9 — охлаждающая смесь; 10 —
люк для загрузки охлаждающей смеси; 11 — корпус; 12 — дверцы для уда-
ления конденсата; 13—’Пробка для слива охлаждающей смеси; 14— под-
кладки; 15 —- теплоизоляция.
мораживания выделяющихся из изоляции водяных па-
ров. Пары влаги конденсируются в виде инея на охлаж-
даемой поверхности, благодаря чему создаются благо-
приятные условия для работы вакуум-насосов.
Общий вид установки и схема устройства ловушки
показаны на рис. 12.5,о, б. Для охлаждения применяют
сухой лед (твердая углекислота), который кусками за-
кладывают в полость внутреннего цилиндра ловушки.
Для выравнивания температуры по охлаждаемой по-
верхности ловушки внутренний цилиндр заполняют аце-
тоном. Для удаления конденсата (инея), образующегося
на охлаждающей поверхности ловушки, внутренний ци-
линдр выполнен съемным.
Трестом «Электроюжмонтаж» Минэнерго СССР на-
лажено изготовление установок для проведения низко-
температурной подсушки изоляции трансформаторов
(рис. 12.5,а). Установка состоит из двухроторного ваку-
ум-насоса типа 2ДВН-500 или 2ДВН-1500 и ловушки
вымораживания, смонтированных на общей раме. Ло-
вушка представляет собой горизонтально расположен-
ный герметичный цилиндр, внутри которого имеется ци-
линдрический бункер. В него через люк закладывают
сухой лед и заливают ацетон. На охлаждающей поверх-
ности бункера имеются ребра, предназначенные для уве-
личения поверхности охлаждения и задержания паров
влаги на поверхности. Конденсат влаги (иней) выделя-
ется на ребрах. Для его удаления открывают торцевые
дверцы ловушки. Такая ловушка удобна в обслужива-
нии и требует сравнительно небольшого расхода сухого
льда.
Ниже приведены технические данные вакуумных
установок типов «Иней I» и «Иней II», изготавливаемых
трестом «Электроюжмонтаж»:
	«Иней I’	„Иней II-
Быстрота откачки при входном дав- лении 1,3—60 Па, л/с ....	900	300
Предельное значение создаваемого остаточного давления, Па .	1,3	1,3
Вакуум-иасос, тип		2ДВН-1500	2ДВН-500
Поверхность конденсации водяных паров, м2		1,35	1,35
Температура охлаждающей поверхно- сти, °C		—70	—70
Установленная мощность, кВт	10	7,5
Габаритные размеры, мм:
длина ............................
ширина .......................
высота........................
Масса, кг........................
2390
1220
1495
1300
1700
1220
1495
1005
Перед применением установки рекомендуется прове-
рить предельное остаточное давление, создаваемое на ее
входе. Для этого необходимо закрыть затвор на вход-
ном патрубке ловушки, заполнить ловушку сухим льдом
и ацетоном и последовательно включить форвакуумный
и двухроторный насосы. Если установка не обеспечивает
указанное в паспорте предельное давление, необходимо
заменить масло в форвакуумном насосе либо проверить
создаваемое им полное остаточное давление, которое
должно соответствовать значению, указанному в паспор-
те. Одновременно с проверкой работы установки прове-
ряют ее герметичность. Установка считается герметич-.
ной, если через 15 мин после включения вакуумных на-
сосов давление в ловушке понизится до 1,3 Па. Обнару-
жение мест неплотностей необходимо производить с по-
мощью галоидных или ультразвуковых течеискателей.
При подготовке к низкотемпературной подсушке не-
обходимо обратить внимание на вопрос обеспечения и
хранения сухого льда. Перевозить и хранить сухой лед
следует в теплоизолированных контейнерах. Не следует
допускать хранение сухого льда в контейнерах в течение
более 3 сут, так как он теряет свои свойства. Для про-
ведения низкотемпературной подсушки потребуется не
менее 100 кг льда каждые сутки. Перед началом под-
сушки определяют остаточное влагосодержание образцов
изоляции.
Низкотемпературную подсушку изоляции производят
следующим образом. Тщательно уплотняют трансформа-
тор и проверяют его герметичность, как описано в § 12.1.
Включают форвакуумный насос и после достижения
в баке трансформатора остаточного давления 400 Па
включают двухроторный насос. После достижения в ба-
ке остаточного давления не более 130 Па повторно про-
веряют герметичность трансформатора. Затем включают
ловушку вымораживания и продолжают вакуумирование
до получения остаточного давления в баке трансформа-
тора не более 13 Па. В результате создания низких зна-
чений парциального давления водяных паров над по-
верхностью изоляции удаление влаги из изоляции проис-
ходит интенсивно, влага конденсируется в виде инея на
охлаждающейся поверхности ловушки.
В процессе подсушки производят периодическое до-
бавление в ловушку сухого льда и удаление из нее кон-
денсата (инея).
Для удаления конденсата необходимо перекрыть кра-
ны, соединяющие ловушку.с баком трансформатора и
вакуум-насосом, и создать в ней атмосферное давление.
Конденсат (иней) соскабливают с охлаждающей по-
верхности металлическим скребком на противень, а за-
тем растапливают и переливают в мерный сосуд. Кон-
денсат удаляют через каждые 24 ч, а при значительном
его выделении в начальный период подсушки — через
каждые 12 ч. Конденсат состоит из масла и влаги. Раз-
деление масла и влаги происходит в процессе отстоя
в мерном сосуде.
В процессе подсушки измеряют остаточное давление
в трансформаторе, отношение ДС/С изоляции обмоток,
температуру ацетона в ловушке, а также периодически
оценивают интенсивность выделения паров из изоляции
трансформатора. Интенсивность выделения паров опре-
деляют по изменению давления в баке в течение 1 ч
после прекращения откачки и герметизации бака. В про-
цессе подсушки изменение давления должно уменьшать-
ся, а в конце подсушки установиться. Подсушка продол-
жается до момента, когда:
1)	количество выделившегося конденсата влаги в ло-
вушке не будет превышать 0,5 кг в сутки на протяжении
последних 48 ч;
2)	остаточное давление в баке не будет превышать
13 Па;
3)	значение ДС/С изоляции обмоток остается неиз-
менным в течение 48 ч.
Затем трансформатор заливают маслом, как описа-
но в § 12.2, после окончания подсушки определяют вла-
госодержание образца изоляции толщиной 1 мм, кото-
рое не должно превышать 1%.
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ
СУШКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
13.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Сушку производят при сильном увлажнении транс-
форматоров с целью наиболее полного восстановления
электроизоляционных свойств твердой изоляции.
Изоляцию трансформаторов в заводских условиях
сушат при максимально допустимой температуре (105—
110°С) и остаточном давлении не более 600—700 Па до
остаточного влагосодержания 0,3—0,5% в специальных
сушильных шкафах или камерах. После сушки изоляцию
пропитывают сухим трансформаторным маслом, что за-
медляет процесс ее увлажнения, однако ухудшает усло-
вия удаления из нее влаги при последующей сушке, по-
этому доведение параметров увлажненной изоляции до
требуемых значений связано с созданием условий интен-
сивного извлечения влаги, из изоляции.
Качество сушки зависит от ее параметров (темпера-
туры и остаточного давления), определяющих равновес-
ное содержание влаги в изоляции, и продолжительно-
сти— чем выше температура и ниже остаточное давле-
ние, тем интенсивнее происходит процесс удаления вла-
ги (табл. 13.1).
Таблица 13.1
Равновесное влагосодержание волокнистых материалов, %, при
различных температурах и остаточном давлении
Остаточное давление, кПа	Влагосодержание волокнистых материалов, %, при температуре изоляции, °C			
	60	80	100	120
100	2—3	1,4—1,5	0,3—0,5	0,2—0,4
48	0,9—2	0,6—1,0	0,2—0,3	0,15—0,2
6,65	0,4—0,8	0,15—0,5	0,06—0,1	0,02—0,09
1,33	0,1—0,4	0,05—0,3	0,02—0,15	0,04—0,07
0,665	0,06—0,07	0,02	—	—
Из табл. 13.1 следует, что равновесное влагосодержа-
ние изоляции при температуре 100°С и атмосферном
давлении составляет 0,3—0,5%. Однако при сушке мощ-
ных трансформаторов для достижения равновесного вла-
госодержания требуется весьма значительное время.
Для уменьшения этого времени в сушильном простран-
стве создают минимально возможное остаточное давле-
ние, которое понижает равновесное влагосодержание
изоляции. Это дает возможность окончить процесс суш-
ки значительно быстрее.
В процессе сушки происходит перемещение влаги
с внутренних слоев изоляции на ее поверхность, а затем
в окружающую среду. Перемещение влаги происходит
в направлении меньшего давления водяных паров. В свя-
зи с этим при сушке стремятся повысить давление водя-
ных паров в изоляции и понизить его в сушильном про-
странстве. Давление водяных паров в изоляции повыша-
ют путем ее нагрева. Для уменьшения давления водя-
ных паров в сушильном пространстве при безвакуумной
сушке осуществляют вентиляцию или продувку его су-
хим воздухом, при вакуумной сушке — откачку паров
вакуум-насосами.
При сушке в полевых условиях изоляцию нагревают
до температуры 95±10°С. Это объясняется тем, что при
нагреве пропитанной в процессе изготовления изоляции
до температуры более 95°С увеличивается интенсивность
старения масла в порах изоляции и ухудшается ее каче-
ство.
Контроль за процессом сушки осуществляют по коли-
честву выделяющейся из изоляции влаги и по измене-
нию значений Rec, tg6 и ЛС/С изоляции обмоток. Прак-
тически время сушки мощных силовых трансформаторов
при требуемых параметрах составляет 10—15 сут. Про-
должительность их сушки также служит критерием
окончания процесса.
Сушку изоляции мощных трансформаторов в мон-
тажных условиях обычно производят в собственном ба-
ке. При этом нагрев осуществляют методом индукцион-
ных потерь в баке или в теплоизоляционных устройствах
электрическими или паровыми нагревателями. Неболь-
шие трансформаторы могут быть высушены без бака
в сушильном шкафу или камере. Применяется также
технология сушки трансформаторов токами нулевой по-
следовательности. Мощные высоковольтные трансфор-
маторы на напряжение 220 кВ и выше, имеющие боль-
шую массу изоляции, требуют вакуумной сушки. Для
меньших классов напряжения сушка может производить-
ся без вакуума.
Сушка трансформаторов в полевых условиях являет-
ся одним из самых сложных и продолжительных техно-
логических процессов. Сложность процесса заключается
в необходимости обеспечения жестких требований к па-
раметрам проведения технологии. Значения температуры
и вакуума могут колебаться в весьма незначительных
пределах. Организация сушки требует применения зна-
чительного количества электротехнических и теплоизо-
ляционных материалов, вакуумного и другого оборудо-
вания, приборов, наличия мощного источника электро-
энергии.
13.2. ВАКУУМНАЯ СУШКА ТРАНСФОРМАТОРОВ 150—500 кВ
В СОБСТВЕННОМ БАКЕ ИНДУКЦИОННЫМ МЕТОДОМ НАГРЕВА
а) Подготовка места, активной части, оборудования
и приборов
Для проведения сушки определяют специальное ме-
сто, на котором могут быть размещены трансформатор,
необходимое оборудование и приборы и к которому дол-
жны быть подведены подъездные пути для автотранс-
порта.
В летнее время возможно проведение сушки на от-
крытом воздухе, на территории подстанции, на фунда-
менте.
При проведении сушки вне помещения (башни ТМХ,
машинного зала станции и т. д.) должны быть приняты
меры к недопущению попадания пыли, грязи и атмосфер-
ных осадков на место сушки.
Трансформатор во время сушки располагают на соб-
ственных катках или специальных металлических под-
ставках. Территория для проведения сушки, должна быть
ограждена.
В неблагоприятных условиях (зимнее время, дождли-
вый период и т. п.) и невозможности проведения сушки
в помещении на месте сушки устанавливают «тепляк».
Для строительства «тепляка» необходимо применять не-
горючие материалы или лесоматериалы с обивкой него-
рючим материалом. В «тепляке» должно быть не менее
двух дверей, расположенных на противоположных стен-
ках. Расстояние от стенок бака до стен «тепляка» долж-
но быть не менее 3 м, а от крышки трансформатора до
потолка «тепляка» —не менее 1,8 м.
Оборудование, применяемое для вакуумирования и
заливки маслом, должно быть размещено вне «тепляка»,
но возможно ближе к трансформатору в специальном
укрытии.
Место сушки должно быть достаточно освещено, обо-
рудовано телефонной связью. Ввиду того что сушка свя-
зана с нагревом до высокой температуры больших масс
промасленной изоляции и масла, должны быть приняты
специальные меры противопожарной безопасности, ука-
занные в § 16.4. В связи с применением мощных элек-
трических источников нагрева применяются меры по
обеспечению безопасности работ с электроустановками.
Сушку трансформатора производят без масла. После
слива масла демонтируют установленные на трансфор-
маторе постоянные вводы и комплектующие узлы, не
рассчитанные на вакуум, создаваемый в баке при суш-
ке. Если изоляция, загрязнена, ее промывают через люки
струей нагретого до температуры 50—60°С сухого
трансформаторного масла. Затем удаляют все остатки
масла на дне бака и насухо вытирают салфетками.
Бак трансформатора устанавливают с наклоном при-
мерно 2% в сторону имеющегося на дне маслосливного
отверстия, чтобы обеспечить возможность удаления вы-
деляющегося из изоляции в процессе сушки масла. От-
воды каждой из обмоток соединяют между собой внутри
бака алюминиевыми или медными проводниками и через
изоляторы класса напряжения не менее 6 кВ выводят на
крышку бака для контроля за изменением характери-
стик изоляции трансформатора в процессе сушки. В ка-
честве вводов используют либо собственные вводы транс-
форматора напряжением 6—35 кВ, либо временные вво-
ды, устанавливаемые на заглушках люков.
Для получения достоверных значений параметров
изоляции при сушке изоляционные расстояния между
самими временными проводниками и между проводни-
ками и заземленными частями трансформатора должны
быть 50—100 мм. После вывода отводов необходимо
проверить возможность проведения нужных измерений.
Для контроля за температурным режимом сушки на
активной части трансформатора устанавливают темпе-
ратурные датчики в следующих местах:
1)	в масляном канале верхнего ярма магнитопрово-
да среднего стержня для трехфазных трансформаторов
или любого из стержней для однофазных трансформато-
ров— 2 шт. По этим датчикам судят о температуре на-
грева внутренних участков изоляции. Если установка
термодатчиков в этих местах невозможна, допускают
установку их между изолирующим цилиндром и стерж-
нем магйитопровода. При этом обеспечивается контакт
термодатчика с магнитопроводом. Глубина установки
датчиков в этих местах должна быть не менее 350 мм;
2)	на нижнем ярме магнитопровода между фазами
для трехфазных трансформаторов или между стержнями
для однофазных трансформаторов— 1 шт. По этому дат-
чику судят об эффективности донного подогрева бака
трансформатора;
3)	на изоляции, находящейся на наименьшем рас-
стоянии от патрубка, через который подается подогретый
воздух в процессе сушки — 1 шт. По этому датчику оце-
нивают степень охлаждения изоляции в период продувки
ее воздухом;
4)	в патрубке, через который подается нагретый воз-
дух в бак, и в патрубке, через который откачивается па-
рогазовая смесь — по 1 шт.;
5)	между активной частью и стенкой бака на сере-
дине расстояния между ними-—2 шт. Эти датчики кон-
тролируют температуру воздуха в баке;
6)	на активной части трансформатора, на наружной
поверхности перегородки, посредине ее высоты, в местах
наименьшего удаления ее от бака — 2 шт. Если пере-
городки нет, датчики устанавливают в дистанционных
прокладках обмоток. Датчики используют для контроля
за недопустимым превышением температуры изоляции;
7)	на макете изоляции, если он применяется для
оценки качества сушки трансформатора, на бакелитовых
цилиндрах вводов и других изоляционных деталях и уз-
лах в местах наименьшего расстояния их от стенок бака,
если сушка их производится совместно с изоляцией
трансформатора — по 1 шт.
Снаружи на баке трансформатора термодатчики ус-
танавливаются в следующих местах: -
1)	на стенке бака между балками жесткости по вы-
соте бака в двух точках — 2 шт.;
2)	посредине крышки бака под теплоизоляцией —
1 шт.;
3)	на наружной поверхности дна бака над нагрева-
телями — 3 шт.;
4)	на угловых балках жесткости по высоте в двух-
трех точках — 3 шт.;
5)	в месте наибольшего нагрева бака — 1 шт. Места
наибольшего нагрева определяются переносным термо-
датчиком после включения индукционной обмотки.
В качестве термодатчиков обычно применяют термо-
сопротивления типа ТСМ или ТСП по ГОСТ 6651-78 или
термоэлектрические термометры типов ТХК и ТХА. Для
контроля температуры на наружных стенках бака допу-
скается применение ртутных и спиртовых термометров.
Для более надежного контроля рекомендуется приме-
нять термоэлектрические термометры, так как они прак-
тически не имеют тепловой инерции и их можно уста-
новить в труднодоступных местах.
Перед применением термодатчиков их показания не-
обходимо проверить при помощи образцового датчика.
При установке термопар необходимо обеспечить на-
дежное соприкосновение спая с измеряемым объектом,
возможность свободного удаления их по окончании суш-
ки и изоляцию от токоведущих и заземленных частей
трансформатора. В связи с этим для установки в транс-
форматор применяют термопары с изолированными про-
водами и располагают их на расстоянии не менее 350 мм
от голых токоведущих частей активной части. Провода
от термопар выводят через люки на баке между двумя
резиновыми прокладками. После вывода термопар про-
веряют отсутствие замыканий проводников между собой
и на землю и, подсоединяя их к прибору для измерения,
проводят контрольные измерения температуры. По окон-
чании работ в журнале указывают порядковый номер и
место установки каждой термопары, составляют инст-
рукцию по измерению температуры в баке.
Все отверстия на баке обычно плотно закрывают
транспортными заглушками на резиновых прокладках.
Если механическая прочность транспортных заглушек
недостаточна для обеспечения полного разрежения
в баке, ее усиливают путем приварки на наружной ее
поверхности уголков или швеллеров.
При сушке трансформаторов с погружными регуля-
торами бак контактора должен быть залит маслом, а по-
лость его соединена вакуум-шлангом с баком трансфор-
матора. По окончании сушки масло сливают и бак кон-
тактора заполняют свежим маслом.
Навесные регуляторы перед сушкой должны быть де-
монтированы, а вместо них установлены усиленные
транспортные заглушки.
Перед установкой заглушек необходимо ослабить
гайки, крепящие к баку переходные изоляционные пли-
ты с вводами, соединить полость бака с полостью транс-
портной заглушки, проверить наличие достаточного изо-
ляционного расстояния между проходными вводами и
заглушкой.
На рис. 13.1 показана схема расположения оборудо-
вания и приборов для проведения вакуумной сушки
трансформаторов индукционным методом нагрева изо-
ляции.
Рис. 13.1. Принципиальная схема расположения оборудования и
приборов при вакуумной сушке изоляции индукционным методом
нагрева.
1 — бачок слива масла; 2 — бак трансформатора; 3 — намагничивающая об-
мотка; 4 — кран для заливки масла; 5—стрелочный вакуумметр; 6 — датчик
прибора ВТ-3 или ВСБ1; 7 —выводы термодатчиков; 8 — временный ввод; 9~
кран вакуум-провода; 10—'Охлаждающая колонка; 11— прибор измерения
температуры; 12 — вакуум-насос; 13 — емкость для отбора конденсата; 14
воздухоочистительный фильтр; 15 — печи нагрева; 16 — вход воды; 17 — вы-
ход воды.
Для откачки водяных паров из бака и создания в нем
необходимого разрежения применяют вакуум-насосы ти-
па ВН-6 или ВН-300, которые подсоединяют вакуум-про-
водом к расположенному на крышке бака крану.
При сушке трансформаторов следует иметь один ре-
зервный насос и достаточное количество вакуумного
масла.
Для отбора выделяющегося из изоляции конденсата
и защиты вакуум-насосов от попадания в них влаги
в вакуум-проводе между баком и насосом устанавлива-
ют охладительные колонки. Колонка должна быть ваку-
умно-прочной, иметь пропускную способность по парам
не менее 150 л/с и поверхность охлаждения 4—8 м2. На
практике применяют различные конструкции колонок,
поверхность которых обычно охлаждается водой. Пока-
занная на рис. 13.1 охлаждающая колонка работает сле-
дующим образом. Влажный воздух из бака трансфор-
матора поступает через патрубок в колонку. Проходя
внутри трубок калорифера, пары воды конденсируются
в результате охлаждения поверхностей трубок водой.
Поступающая в колонку охлаждающая вода двигает-
ся против направления движения влажного воздуха. По-
лость колонки, омываемая водой, должна быть надежно
герметизирована для исключения попадания охлаждаю-
щей воды в полость колонки. Сконденсированная влага
стекает в воронку, а воздух уходит через патрубок к ва-
куумному насосу.
Для удаления конденсата в нижней части колонки
предусмотрена специальная емкость, соединенная крана-
ми с внутренней полостью колонки и окружающей сре-
дой. В процессе работы охлаждающей колонки краны
находятся в закрытом положении. Для удаления кон-
денсата, манипулируя кранами, вначале емкость для от-
бора соединяют с полостью колонки и после выравни-
вания давления сливают в нее конденсат, затем емкость
отсекают от полости колонки, соединяют с окружающей
средой и сливают конденсат в мерную посуду.
Вакуум-провод должен быть как можно меньшей дли-
ны, сечением не менее входного сечения вакуум-насоса
и не иметь большого количества изгибов.
Для удаления выделяющегося из изоляции в процес-
се сушки масла к маслосливной пробке на дне бака под-
соединяют бачок емкостью не менее 100 л. Бачок должен
быть рассчитан на полный вакуум.
В процессе вакуумной сушки кран, соединяющий по-
лости трансформатора и сливного бачка, должен нахо-
диться в открытом положении, а остальные краны —
в закрытом. Выделяющееся из изоляции в процессе суш-
ки масло собирается в бачке. Для слива масла из бачка
вначале его отсекают краном от трансформатора, а за-
тем сообщают с окружающей средой. После выравнива-
ния давления в бачке открывают сливной кран и удаля-
ют имеющееся в бачке масло. Затем краны переводят
в рабочее положение.
Для подачи в бак горячего воздуха к нижнему крану
на баке через металлический патрубок подсоединяет
Воздухоочистительный фильтр, который располагают йод
дном бака, где установлен донный нагрев. Фильтр пред-
ставляет собой металлическую емкость примерно на 5 л,
которая заполняется войлоком и сухим адсорбентом. Во
избежание попадания адсорбента в бак трансформатора
внутри устанавливается мелкая металлическая сетка.
Для измерения давления на баке применяют стрелочный
вакуумметр и датчики приборов типа ВСБ-1 или ВТ-3.
После подсоединения оборудования перед наложе-
нием на бак теплоизоляции проверяют его герметич-
ность. Для этого включают вакуум-насос, создают в ба-
ке соответствующее остаточное давление и проверяют
бак на натекание, как описано в § 12.1.
б] Расчет и монтаж средств нагрева
Способ нагрева изоляции индукционными потерями
заключается в том, что на наружные стенки бака вдоль
его периметра наматывают намагничивающую обмотку,
по которой пропускают переменный ток. Возникающий
при этом магнитный поток, замыкаясь через стальные
стенки бака, вызывает в них нагревающие его вихревые
токи. От бака теплота передается активной части. Чтобы
бак лучше сохранил теплоту, его снаружи утепляют.
Для нагрева трансформаторов малой мощности (до
40 000 кВ-А) обычно применяют однофазные обмотки,
а трансформаторов большей мощности — трехфазные
Рис. 13.2. Применяемые электрические схемы индукционных обмоток.
а — однофазная; б — трехфазная; однопараллельная; в — трехфазная двух-
параллельная.
В практике расчет индукционных обмоток выполняют
приближенно, пользуясь эмпирическими формулами.
Расчет трехфазных однопараллельных намагничиваю-
щих обмоток, применяемых для нагрева трансформато-
ров мощностью более 40 МВ-А, производят в следующей
последовательности.
Определяют необходимую мощность, кВт, для нагре-
ва трансформатора по формуле
P=klh (120—^окр)Ю-3,	(13.1)
где k — коэффициент выбирается по табл. 13.2 в зависи-
мости от условий нагрева и толщины теплоизоляции; I —
периметр бака, м; h — высота боковой поверхности бака,
занимаемая обмоткой, м; t0Kp — температура окружаю-
щей среды, °C.
Таблица 13.2
Значения коэффициента k в зависимости от условий нагрева
и толщины теплоизоляции
Условия проведения нагрева	Значения коэффициента k при толщине теплоизоляции, мм								
	5	10	15	20	25	30	35	40	45
В хорошо защищен- ном помещении	10.3	9,7	9,23	8,77	8,38	8,0	7,67	7,35	7,08
В плохо защищен- ном помещении	17,1	15,6	14,47	13,4	12,41	11,68	10,95	10,32	9.75
Вне помещения	25,5	22,3	19,9	17,9	16,3	15,0	13,9	12,9	12,0
Вычисляют полную мощность обмотки по формуле
PO6=P/costf>,	(13.2)
здесь coscp индукционных обмоток изменяется в преде-
лах 0,4—0,6. Для расчета принимают cos 0,53.
Затем определяют фазный ток намагничивающей об-
мотки:
7ф=Роб-103/ УЗЬ.	(13.3)
Зная предполагаемый ток, подсчитывают, необходи-
мое сечение провода, мм2:
S=klI&IJ,	(13.4)
где ki=1,3 — коэффициент, учитывающий возможность
регулирования мощности нагрева; J — допустимая плот-
ность тока, А/мм2, в зависимости от применяемых для
обмотки проводов, ее значения приведены ниже:
Медный провод:
 неизолированный
изолированный
Алюминиевый провод:
неизолированный
изолированный .
6
3,5
5
2,5
Общее число основных витков определяют по фор-
муле
зу=1,7Л *7/7;	(13.5)
здесь А — коэффициент, зависящий от полной мощности,
определяется по кривой на рис 13.3. При этом число
витков в верхней шв, средней и нижней wH фазах
вычисляют по формулам
ше=оуи=щ/2,6;	(13.6)
wcp=w—№н—(13.7)
Полученные значения округляют до ближайшего це-
лого числа. Соединение фаз намагничивающей обмотки,
как правило, выполняется по схеме «обратная звезда»,
при этом направление то-
ка в одной из фаз обмот-
ки, обычно наматывае-
мой в средней части бака,
получается встречным от-
носительно других фаз.
При выполнении ин-
дукционной обмотки пре-
дусматривают возмож-
ность регулирования
мощности нагрева при-
мерно на ±30%. Это
связано с тем, что в про-
цессе нагрева и поддер-
жания нужного темпера-
турного режима изменя-
ются условия теплоотво-
да от стенки бака и по-
требность в активной
мощности.
Для увеличения актив-
ной мощности иногда
изменяют схему соедине-
ния фаз обмотки, выпол-
Рис. 13.3. Изменение коэффициен-
та А в зависимости от полной
мощности намагничивающей об-
мотки.
няя встречное включение нижней фазы по отношению
к верхней и средней или верхней по отношению к сред-
ней и нижней. Для уменьшения активной мощности в
каждой фазе предусматривают дополнительные витки,
которые включают частично или полностью последова-
тельно с основными.
Количество дополнительных витков вуд определяют
при условии уменьшения мощности нагрева на 30%. Для
этого вначале по (13.5) определяют число витков индук-
ционной обмотки, принимая коэффициент А по кривой
на рис. 13.3, соответствующий Роб]—0,7РОб(^1) -
Общее число дополнительных витков вычисляют как
разницу:
ауд=ау—a»i.	(13.8)
Дополнительные витки распределяют по фазам рав-
номерно.
Для разгрузки сети и питающего трансформатора от
реактивной мощности иногда включают компенсирую-
щий конденсатор, емкость которого определяют по фор-
муле
С=1,6Р-109/3-3,14- U2,	(13.9)
где 1,6 — усредненное значение tg <р для индукционной
обмотки.
Реактивная мощность компенсирующего конденсато-
ра, квар, равна: ’
<2к==1,бд/з.	(13.Ю)
Мощность выбранного конденсатора должна быть не
ниже расчетной.
Для трансформаторов мощностью до 40 000 кВ-А од-
нофазную индукционную обмотку рассчитывают следую-
щим образом..
Определяют необходимую мощность, кВт, нагрева по
формуле
Р=12/й(100—АжР)-10-3.	(13.11)
По полученным значениям вычисляют удельную по-
верхностную мощность, квт/мм2:
p^P/lh.	(13.12)
По табл. 13.3 для полученного значения р находят
коэффициент А и вычисляют необходимое число витков
индукционной обмотки по формуле
w=AUflh.	(13.13)
Таблица 13.3
Зависимость коэффициента А от удельной поверхностной
мощности
р, кВт/м*	А	р, кВт/м2	А	р, кВт/м2	А
0,75	2,33	1,35	1,77	2,4	1,44
0,8	2,26	1.4	1,74	2,5	1,42
. 0,85	2,18	1,45	1,71	2,6	1,41
0,9	2,12	1,5	1,68	2,7	1,39
0,95	2,07	1,6	1,65	2,8	1,38
1,00	2,02	1,7	1,62	2,9	1,36
1,05	1,97	1,8	1,59	3,00	1,34
1,1	1,92	1,9	1,56	3,25	1,31
1,15	1,88	2,00	1,54	3,5	1,28
1,20	1,84	2,1	1,51	3,75	1,25
1,25	1,81	2,2	1,49	4,00	1,22
1,3	1,79	2,3	1,46		
Затем по приведенным			ниже формулам вычисляют		
ток, А, и	сечение провода, мм2:				
		1=р. 103/и cos <р;			(13.14)
		5=	///.		(13.15)
Значение cos ср принимают равным 0,4—0,6, плотность					
тока для проводов такая ж(			з, как и в	формуле (13.4).	
Емкость компенсирующего конденсатора находят по					
формуле					
		C=Ptg<p	Г09/314 U2		(13.16)
Перед намоткой на бак намагничивающей обмотки
его утепляют асбестовым полотном. Толщину теплоизо-
ляции выбирают в зависимости от условий окружающей
среды. При отрицательной температуре или наличии
ветра баки теплоизолируют на толщину не менее 15 мм,
при положительной температуре — не менее 10 мм. Те-
плоизоляцию верха бака обычно выполняют в 2 раза
толще его боковых стенок. Особое внимание следует
уделить также теплоизоляции пространства между дном
бака и полом. Кроме асбестополотна в качестве тепло-
изоляции также применяют листовой асбест или другой
негорючий материал. Первые от стенки слои асбестопо-
лотна обычно закрепляют при помощи алюминиевой про-
волоки на крышке бака и спускают спирально вниз та-
ким образом, чтобы оно охватывало всю поверхность
бака. Последующие наружные слои асбестополотна мож-
но закреплять на стенках бака вдоль его периметра. Ли-
стовой асбест применяют главным образом для тепло-
изоляции пространства между дном бака и полом.
После окончания работ по утеплению бака приступа-
ют к установке деревянных или шиферных стоек. Стой-
ки устанавливаются вертикально по всему периметру
бака с интервалом между ними 1000—1500 мм. Они слу-
жат основанием для крепления провода обмотки и одно-
временно обеспечивают возможность создания необходи-
мого расстояния между витками обмотки и между про-
водом в баком. Крепление стоек обычно осуществляют
при помощи временных стальных уголков, закрепленных
электросваркой.
Намотку витков по периметру бака производят сле-
дующим образом. Барабан провода закрепляют на
крышке бака трансформатора. Затем, разматывая бара-
бан, наматывают необходимое количество витков прово-
да вокруг бака трансформатора. Витки укладывают
равномерно по высоте бака, начиная сверху или снизу.
Провод обмотки крепят к каждой стойке при помощи
гвоздей. При закреплении провода гвоздями или метал-
лическими скобами необходимо следить за тем, чтобы
они не нарушали изоляции и не создавали короткозамк-
нутых витков.
Для соединения отдельных кусков провода рекомен-
дуется опрессование либо болтовое соединение при по-
мощи оконцевания провода аппаратными зажимами или
кабельными наконечниками соответствующих сечений.
Соединения проводов выполняют в доступных осмотру
и контролю местах. Как правило, на бак трансформато-
ра наматывают в одном направлении витки всей обмот-
ки, а затем собирают нужную схему.
Для подключения намагничивающей обмотки к сети
выделяют отдельный автоматический выключатель. По-
сле намотки и сборки схемы обмотки мегаомметром на
0,5 кВ проверяют сопротивление изоляции по отношению
к заземленному баку, которое должно быть не менее
0,5 МОм. Перед включением проверяют и налаживают ее
работу. Для этого обмотку подключают к сети и измеря-
ют токи в каждой фазе, а также скорость подъема тем-
пературы на баке в разных местах. При получении боль-
шой асимметрии токов по фазам и увеличении тока до
значения, недопустимого для принятого сечения прово-
да, производят регулировку распределения токов в об-
мотке.
Ввиду сложной конфигурации баков нагрев отдель-
ных его частей неравномерен. Допускается перепад тем-
ператур разных участков бака не более 15—20°С. В ме-
стах наибольшего нагрева бака целесообразно устано-
вить особый контроль за температурой при помощи ртут-
ных термометров.
При сушке допускают следующие максимальные зна-
чения температуры: на стенках бака 120°С, на балках
жесткости 130°С. Температуру перегреваемых мест
уменьшают путем изменения толщины теплоизоляции и
удаления витков от бака.
Для намотки индукционных обмоток, как правило,
применяют изолированные провода марок ПР-500 и
АПР-500 сечением от 50 до 120 мм2.
Для нагрева дна бака применяют электронагре-
вательные печи с закрытой спиралью, общую мощность
которых-определяют по формуле
P«-pS,	(13.17)
где S—площадь дна бака, м2; р — удельный расход мощ-
ности на донный подогрев, кВт/м2. В зависимости от пе-
риметра бака значения удельного расхода мощности при-
ведены ниже:
Периметр бака трансформатора, м
До 10
11—15
16—20
21—25
Удельный расход мощности, кВт/м2
До 0,8
0,9—1,4
1,5—1,8
1,9—2,1
Применяют также паровые и водяные нагреватели.
Нагреватели располагают равномерно по площади дна
таким образом, чтобы расстояние от дна бака до их те-
плоотдающей поверхности было не менее 100 мм, а ма-
ксимальное значение температуры дна при их'работе не
превышало 120°С.
в) Указания по организации работ
В связи с необходимостью строгого круглосуточного
контроля за параметрами сушки выделяют дежурный
персонал, имеющий соответствующую подготовку для
работы с электроустановками и оборудованием, приме-
няемыми при сушке, из расчета не менее двух человек
в смену. Из числа инженерно-технического персонала
должен быть назначен ответственный по проведению
сушки, осуществляющий контроль за правильностью вы-
полнения технологического процесса и обеспечения без-
опасности работ. Для дежурного персонала должна быть
подготовлена специальная инструкция, в которой по-
дробно изложены поэтапные параметры проведения
процесса, указаны предельные значения температуры на
различных частях активной части, периодичность прове-
дения измерений и испытаний, указания по обеспечению
безопасности работ. Дежурный персонал должен быть
ознакомлен с инструкцией под расписку.
Для контроля за выполнением процесса сушки под-
готавливают журнал сушки, который является исполни-
тельным документом по ведению сушки. В журнале при-
водят:
1)	схемы расположения термодатчиков на активной
части и баке трансформатора с соответствующей нуме-
рацией;
2)	электрическую схему соединения обмоток для про-
изводства измерений с соответствующими обозначения-
ми;
3)	схемы подключения технологического оборудова-
ния и приборов;
4)	схемы подключения электрического оборудования.
В процессе сушки в журнале отмечают:
1)	температуру в контролируемых точках активной
части и бака — ежечасно;
2)	остаточное давление в баке — ежечасно;
3)	ток в намагничивающей обмотке — ежечасно;
4)	включение и отключение технологического обору-
дования;
5)	значение tg 6, R6o, &С/С, количество конденсата —
каждые 4 ч;
6)	выполнение отдельных технологических этапов
процесса, выявленные неисправности в работе оборудо-
вания и принятые персоналом меры.
В журнале отмечают время сдачи и приема смен де-
журным персоналом. Ответственный за ведение сушки
гжедневно проверяет правильность ведения журнала и
производит соответствующие отметки.
rj Порядок выполнения и контроля технологического процесса
сушки и пропитки изоляции
Технологический процесс сушки и пропитки изоляции
можно разбить на следующие последовательно выпол-
няемые этапы: подъем температуры, нагрев изоляции,
вакуумная сушка и пропитка.
Для подъема температуры включают обогрев и дово-
дят температуру воздуха в баке до 100°С. В период
подъема температуры дополнительно проверяют равно-
мерность нагрева изоляции во всех точках. При необхо-
димости производят наладку средств нагрева. Во избе-
жание получения значительных перепадов температуры
изоляции (особенно бакелитовых изделий) температуру
воздуха в баке повышают плавно не менее чем за 24 ч.
Контроль за температурой на этом этапе осуществляют
по показаниям термодатчиков, установленных в воздухе
вблизи изоляции.
После достижения температуры воздуха в баке
100°С начинается этап нагрева активной части. Основной
задачей этого этапа является равномерный нагрев всей
изоляции, особенно внутренних слоев. Для этого, под-
держивая температуру воздуха в баке 100°С, прогревают
трансформатор до получения температуры магнитопро-
вода и изоляции в пределах 85—105°С. Однако незави-
симо от времени достижения этой температуры продол-
жительность этапа нагрева изоляции, ч, должна быть не
менее значения, указанного ниже:
500 кВ, всех мощностей..........................  160
220—330 кВ, более 200 МВ-А........................160
220—330 кВ, до 200 МВ-А...........................120
150 кВ, до 80 МВ-А.................................80
Через каждые 2 ч нагрева активной части необходимо
создавать на 30 мин вакуум в баке с подсосом в бак
нагретого до 50°С воздуха из поддонного пространства.
Регулировку производят кранами на вакуум-проводе и
фильтре так, что давление в баке поддерживается в пре-
делах 27 кПа. В результате такой продувки происходят
замена парогазовой смеси в баке и выравнивание тем-
ператур отдельных зон активной части.
После нагрева активной части производят вакуумную
сушку изоляции. Включают вакуум-насос и равномерно
со скоростью 13 кПа за 15 мин создают в баке мини-
мально возможное остаточное давление, но не более
665 Па. При указанных выше температурах и остаточном
давлении сушку выполняют до прекращения выделения
влаги в охладительной колонке. Значения параметров
изоляции обмоток (#6о, tg б) в течение последних 48 ч
должны быть установившимися. При этом продолжи-
тельность сушки с момента достижения предельных зна-
чений остаточного давления, сут, должна быть не менее:
Для трансформаторов на напряжение 330—500 кВ ... 13
Для трансформаторов на напряжение 150—220 кВ . . . 10
После окончания вакуумной сушки отключают нагрев
и, не останавливая вакуум-насоса, охлаждают изоляцию
до температуры 65—85°С. Затем, подсоединяя к крану
для заливки масла маслообрабатывающую установку,
заливают в бак трансформатора не менее 1 т масла для
промывки дна. После промывки масло сливают через
сливной бачок. После этого заливают трансформатор
предварительно подготовленным и нагретым до темпе-
ратуры 50—60°С сухим маслом со скоростью не более
3 т/ч до уровня 150—200 мм от верха крышки. Масло
должно отвечать требованиям, описанным в § 5.1.
После заливки обрабатывают изоляцию и масло при
соответствующем остаточном давлении, но не более
665 Па в течение не менее 10 ч для трансформаторов на
напряжение 150 кВ и 20 ч для трансформаторов на на-
пряжение 220—500 кВ. Затем перекрывают установлен-
ный на баке кран вакуум-провода, останавливают ваку-
ум-насос и, подавая в полость надмасляного пространст-
ва осушенный при помощи силикагелевого воздухоосу-
шителя воздух, создают в баке атмосферное давление.
Выдерживают изоляцию в таком состоянии: 12 ч для
трансформаторов 150 кВ, 24 ч для трансформаторов
220—500 кВ.
В процессе сушки постоянно контролируют темпера-
туру активной части и бака, остаточное давление в баке,
параметры изоляции #ео, tg6, ЛС/С, количество выде-
ленного конденсата с периодической записью значений
контролируемых параметров в журнале сушки. Для ре-
гулировки температуры в требуемых пределах периоди-
чески отключают намагничивающую обмотку.
В процессе сушки tg6 обмоток измеряют при напря-
жении не более 220 В.
В трансформаторах, в которых установлены образцы
изоляции, после окончания сушки также проверяют вла-
госодержание образцов. Остаточное влагосодержание
образцов всех толщин не должно превышать 1%.
13.3.	ОСОБЕННОСТИ БЕЗВАКУУМНОЙ СУШКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В СОБСТВЕННОМ БАКЕ ИНДУКЦИОННЫМ МЕТОДОМ НАГРЕВА
Подготовку к безвакуумной сушке трансформаторов
осуществляют согласно указаниям, приведенным
в § 13.2. Безвакуумной сушке подвергаются трансфор-
маторы ПО—150 кВ, баки которых не рассчитаны на
полный вакуум. Для продувки при сушке таких транс-
форматоров применяют вакуум-насосы типов РМК и
ВВН, при этом они должны быть отрегулированы на соз-
дание остаточного давления в баках не менее 55 кПа.
Технические данные применяемых вакуум-насосов при-
ведены в приложении XIII.
Процесс сушки можно разбить на следующие после-
довательные этапы: подъем температуры, нагрев изоля-
ции, сушка с подсосом воздуха, сушка без подсоса воз-
духа, пропитка изоляции маслом.
Поэтапный подъем температуры и нагрева изоляции
выполняют таким же способом, как и при вакуумной
сушке. Минимальное время нагрева изоляции при напря-
жении 110 кВ, ч, приведено ниже:
Более 80 МВ-А.................................
От 16 до 80 МВ-А..............................
От 6,3 до 16 МВ-А.............................
До 6,3 МВ-А...................................
60
35
30
25
После нагрева включают вакуум-насос и равномерно
по 13,5 кПа за каждые 15 мин понижают давление в ба-
ке до 60 кПа. Затем через фильтр создают подсос горя-
чего воздуха в бак трансформатора и, поддерживая
в нем давление 60 кПа, продолжают сушку до прекра-
щения изменений значений параметров изоляции. От-
ключают подсос воздуха, создают остаточное давление
в баке 55 кПа и продолжают сушку до получения уста-
новившихся значений параметров изоляции (7?6О, tg6 и
ДС/С) и прекращения выделения влаги в охладительной
колонке в течение не менее 48 ч. При этом продолжи-
тельность сушки без подсоса воздуха должна быть не
менее 10 сут. Затем по технологии, описанной в § 13.2,
производят охлаждение активной части, промывку дна
бака,, заливку и пропитку изоляции сухим маслом.
Сушку трансформаторов малой мощности напряже-
нием 35 кВ и ниже можно производить без применения
вакуумного оборудования.
Для продувки активной части во время сушки на та-
ких трансформаторах снимают верхнюю крышку бака
ли о устанавливают на крышке специальную трубу и
создают естественную или принудительную циркуляцию
сухого воздуха в баке.
13.4.	ДРУГИЕ МЕТОДЫ НАГРЕВА АКТИВНЫХ ЧАСТЕЙ
ПРИ СУШКЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ В СОБСТВЕННОМ БАКЕ
а)	Нагрев трансформаторов при помощи пара
 Паровой метод нагрева трансформаторов при сушке применяют
на объектах, где имеются источники пара соответствующих пара-
метров. Для устройства парового нагрева под дно бака и по пери-
метру устанавливают паронагревателн. Расстояние от паронагрева-
телей до стенок бака должно быть не менее 200 мм. При помощи
паропроводов с проходным диаметром 25—30 мм нагреватели со-
единяют в несколько независимых параллельных цепей (рис. 13.4,а, б).
Такое расположение нагревателей дает возможность регулировать
нагревательную способность схемы н выдерживать заданные пара-
метры сушки.
Для нагрева трансформатора 100—200 МВ-А необходимы на-
греватели общей теплоотражающей площадью 250—300 м2. Для
нагрева обычно применяют пар с давлением 500—600 кПа при тем-
пературе 150—180°С.
В схеме нагрева предусмотрены термометры и манометры для
контроля параметров пара, конденсационные горшки для конденса-
Рис. 13.4. Схема нагрева трансформаторов паровыми нагревателями.
а — расположение нагревателей и приборов контроля; б — схема утепления;
1 — паровой нагреватель; 2 — бак трансформатора; 3 — теплоизоляция; 4—
паропровод; 5 — кран; 6 — манометр; 7 — прибор контроля температуры пара;
8 — конденсатный горшок.
ции пара, вентили для регулирования подачи пара в схему. Схема
соединена с паропитающим трубопроводом и трубопроводом отвода
конденсата паропроводами диаметром 50—60 мм.'
Для достижения требуемой температуры нагрева бак трансфор-
матора тщательно теплоизолируют от окружающей среды. Обычно
трансформатор после монтажа паронагревателей укрывают асбо-
шиферными листами, расположенными на металлическом каркасе,
сверху каркаса и крышки трансформатора — стекловатой или шла-
коватой. В зависимости от конкретных условий толщина теплоизоля-
ции составляет. 100—150 мм. Утепление оборудуют таким образом,
что между стенками бака и утеплением имеется воздушная подуш-
ка, которая, нагреваясь от паронагревателей, обеспечивает равно-
мерный нагрев всего бака трансформатора.
б)	Нагрев трансформаторов при помощи токов
нулевой последовательности
Рис. 13.5. Электрические схе-
мы сушки трансформаторов то-
ками нулевой последователь-
ности.
а — при соединении питающей об-
мотки в звезду; б — прд соедине-
нии питающей обмотки в треуголь-
При питании обмоток трехфазного трансформатора от однофаз-
ного источника напряжения согласно схемам, приведенным на
рис. 13.5,а, б, возникает ток нулевой последовательности, возбуж-
дающий поток, который замыка-
ется через магнитопровод метал-
лические детали консолей и бака
трансформатора. Выделяющаяся
при этом теплота нагревает ак-
тивную часть трансформатора.
Питание может подаваться на
обмотки НН или ВН. При этом
остальные обмотки должны быть
в разомкнутом состоянии, чтобы
по ним не протекал ток. Для это-
го, если обмотки соединены по
схеме «треугольник», их необхо-
димо пересоединить по схеме «от-
крытый треугольник».
Расчет параметра нагрева
производят приближенно следую-
щим образом. Необходимую для
нагрева мощность, кВт, вычисля-
ют по формуле
P*=pFb,	(13.18)
где р — удельная мощность на 1 м2 поверхности бака, кВт/м2.
Принимают: р=0,8->1,5 кВт/м2. Большие значения соответствуют
трансформаторам большей мощности; F— периметр бака, м; b —
высота бака, м.
Затем подают на возбуждающую обмотку напряжение U'o, за-
ведомо меньшее потребного для сушки напряжения (обычно от 10
до 100 В). Измеряют протекающий ток I и определяют сопротив-
ление току нулевой последовательности:
Zo==t/'o//'o.	(13-19)
Необходимое для нагрева изоляции напряжение вычисляют по
формулам:
при соединении обмотки в звезду
= VPQZe/3 cos ;	(13.20)
при соединении о мотки в треугольник
Uo = V&P0Z()/cosft,.	(13.21)
Принимают cos <р=0,22 ч-0,5. Меньшее значение относится
к мощным трансформаторам. В практике применяют и другие ме-
тоды расчета параметров нагрева трансформаторов токами нулевой
последовательности. Однако ввиду конструктивных особенностей
каждого типа трансформатора получить расчетным путем необхо-
димые точные параметры нагрева не удается. В дальнейшем в за-
висимости от получаемых результатов параметры нагрева уточняют
путем изменения подводимого напряжения.
В процессе нагрева контроль за температурой осуществляют
термопарами или термосопротивлениями, которые устанавливаются
в следующих местах:
1)	на верхнем ярме магнитопровода;
2)	в верхней и нижней ярмовой изоляции обмоток, обтекаемых
током;
3)	на нижнем ярме магнитопровода;
4)	на прессующих кольцах;
5)	на наружной обмотке на расстоянии 1 /3 ее высоты от верха
и низа в местах наименьшего ее расстояния к соседней фазе;
6)	на наиболее нагреваемых конструктивных деталях (верхние
полки нижних консолей, стягивающие брусья и др.).
Максимальная температура конструктивных деталей активной
части, расположенных вдали от изоляции, в процессе сушки долж-
на быть не более 120°, в остальных местах — не более 100—105°С.
В отличие от индукционного метода нагрев токами нулевой
последовательности ппоще в исполнении и требует меньших расхо-
дов электроэнергии. Однако при его осуществлении требуется, как
правило, подавать на обмотки нестандартное напряжение, что
в свою очередь требует специального регулировочного трансформа-
тора. Этот метод не применим для трансформаторов, имеющих
электрические схемы соединения обмоток «звезда» без выведенной
на крышку нейтрали и «треугольник», которые спаяны внутри. При
применении этого метода нагрева существует повышенная опасность
чрезмерного нагрева отдельных деталей активной части, поэтому
особо тщательно ведется контроль за температурой внутри бака
трансформатора. Как правило, нагрев токами нулевой последова-
тельности применяют при безвакуумной сушке трансформаторов
сравнительно небольшой мощности.
При измерении параметров изоляции схему нагрева отключают
и отсоединяют.
ГЛАВА ЧЕТЫРНАДЦАТАЯ
ПУСКОНАЛАДОЧНЫЕ ИСПЫТАНИЯ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
14.1.	НАЗНАЧЕНИЕ, ОБЪЕМ И ПОРЯДОК ИСПЫТАНИЙ
Пусконаладочные испытания предназначены для
проверки основных технических данных трансформато-
ра и отдельных его узлов перед включением трансфор-
Матора в эксплуатацию, а также выявления скрытых
неисправностей. Часть вышеуказанных измерений и
испытаний проводят в процессе монтажа трансформа-
тора, часть — после окончательной сборки и заливки
маслом.
Измерения и испытания комплектующих узлов и
аппаратуры (высоковольтных вводов, встроенных транс-
форматоров тока, устройств РПН, электродвигателей
и электронасосов системы охлаждения, различных реле
и др.) рассмотрены в соответствующих главах, где
описаны подготовка к монтажу и монтаж этих узлов.
Измерение параметров изоляции входит в оценку
состояния изоляции трансформатора, методика и оцен-
ка результатов этих измерений описаны в гл. 11. Кро-
ме вышеуказанных в объем пусконаладочных испыта-
ний входят:
1)	измерение потерь холостого хода при малом
однофазном возбуждении;
2)	измерение омического сопротивления обмоток;
3)	измерение коэффициента трансформации;
4)	проверка группы соединения обмоток;
5)	испытание изоляции приложенным напряжением.
При производстве пусконаладочных работ необходи-
мо соблюдать определенную последовательность в вы-
полнении перечисленных испытаний.
Измерение потерь холостого хода следует проводить
до подачи постоянного напряжения на обмотки транс-
форматора, так как постоянное напряжение может вы-
звать дополнительное намагничивание магнитной систе-
мы и, как следствие, получение неудовлетворительных
результатов измерений, поэтому потери холостого хода
при малом возбуждении измеряют до нагрева транс-
форматора постоянным током и до измерения активных
сопротивлений обмоток.
Активное сопротивление обмоток следует измерять
при установившейся температуре трансформаторов до
нагрева или после остывания, для того чтобы избежать
ошибочных результатов, связанных с неравномерной
температурой отдельных обмоток.
Испытание изоляции приложенным напряжением
следует проводить после оценки ее состояния. Наруше-
ние этой последовательности может вызвать поврежде-
ние вполне доброкачественного трансформатора. На-
пример, при испытании электрической прочности изо-
Ляций пробой в трансформаторе может быть вызван
низким качеством залитого масла, наличием влаги в
изоляции, загрязнением и другими недостатками, конт-
ролируемыми при оценке изоляции.
Очередность проведения измерения коэффициента
трансформации и определения группы соединений обмо-
ток не установлена.
Ввиду сложности пусконаладочных испытаний, необ-
ходимости соответствующего опыта в проведении ра-
бот и специального оборудования и приборов такие ис-
пытания проводят специализированные наладочные
организации или лаборатории. Результаты измерений
и испытаний оформляют соответствующими протокола-
ми, прилагаемыми к технической документации по мон-
тажу трансформатора.
Особое внимание при испытаниях следует уделить
безопасности проведения работ.
14.2.	ИЗМЕРЕНИЕ ПОТЕРЬ ХОЛОСТОГО ХОДА ПРИ МАЛОМ
ОДНОФАЗНОМ ВОЗБУЖДЕНИИ
Эти испытания производятся для трансформаторов
мощностью 10 000 кВ-А и более. Потери холостого хо-
да при малом однофазном возбуждении измеряют по
схемам, приведенным на рис. 14.1,а. Для трехфазных
трансформаторов выполняют три однофазных опыта
путем поочередного замыкания накоротко одной из
фаз и возбуждения двух других фаз трансформатора.
В первом опыте накоротко замыкают обмотку фазы
А и возбуждают фазы В и С. При этом измеряемые
потери будут характеризовать потерю энергии на воз
буждение фаз В и С магнитопровода. Аналогичные
опыты производят при поочередно закорачиваемых дру-
гих фазах.
Замыкание накоротко обмотки любой фазы можно
производить на соответствующих выводах любой из
обмоток трансформатора, учитывая при этом действи-
тельную схему соединения обмоток трансформатора.
При измерении обычно подводят напряжение и закора-
чивают накоротко одну из фаз на стороне низшего на-
пряжения трансформатора, добиваясь таким образом
большего возбуждения магнитной системы.
При испытании измеряют подводимое напряжение
и суммарную мощность, потребляемую испытуемым
трансформатором и измерительными приборами. Затем
определяют потребление измерительных приборов (Рпр)
путем измерения или расчета. Измерение потребления
приборов производят по схеме на рис. 14.1,6. Потребле-
ние приборов можно определить также по формуле
P^U^IRV+U^IRW	(14.1)
где U — подводимое переменное напряжение, В; Rv —
сопротивление вольтметра, Ом; Rw — сопротивление
обмотки напряжения ваттметра, Ом.
Рис. 14.1. Измерение потерь холостого хода при малом возбужде-
нии с последовательным закорачиванием фаз.
а — схемы последовательного закорачивания фаз: слева направо закорочены
соответственно фазы с, Ь, а; б ~ схема подключения приборов; в — схема
подключения питания при размагничивании.
Потери в испытуемом трансформаторе вычисляют
по формуле
Ро'=Ризм—Рпр.	(14.2)
В трехфазных трансформаторах потери, измеряемые
по схемам с закорачиванием фаз А и С, должны быть
практически равными, а измеренные по схеме с зако-
рачиванием фазы В — больше последних. Это объяс-
няется различной длиной пути замыкания магнитного
потока при возбуждении трансформатора по указанным
схемам измерения. При возникновении какого-либо ко-
роткозамкнутого витка для одного из стержней маг-
нитопровода соотношение потерь, измеренных по этим
схемам, изменится, причем появление короткозамкнуто-
го витка вызывает увеличение потерь, поэтому «дефект-
ной» будет та фаза, при закорачивании которой будут
измерены наименьшие потери. Это явление использует-
ся для оценки состояния трансформаторов.
Полученные результаты оценивают путем сравнения
их со значениями, измеренными при изготовлении и
приведенными в паспорте трансформатора. Для сравне-
ния результатов измерение потерь производят по схе-
мам и при напряжении, указанном в паспорте транс-
форматора.
Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ
включительно измеренные потери для каждой из схем
не должны отличаться более чем на 10% значений,
полученных при изготовлении. Отношение потерь, из-
меренных при закорачивании фаз Л и С (Ра/Рс), а
также отношение этих потерь к потерям, полученным
при закорачивании фазы В(Рб/Ра и Рб/Рс), не долж-
ны отличаться в пределах погрешности измерений от
таких же отношений, полученных при измерении на за-
воде.
Для однофазных трансформаторов на напряжение
110 кВ и более полученные потери не должны отличать-
ся более чем на 10% от потерь, измеренных при изго-
товлении трансформаторов.
Для трехфазных трансформаторов на напряжение
ПО кВ и выше соотношение потерь, измеренных по ука-
занным выше схемам (РА/Рс, Рв/Ра и Рв/Рс), не долж-
но отличаться больше чем на 5% таких же соотноше-
ний потерь, полученных при изготовлении.
Если трансформаторы имеют реакторные переклю-
чающие устройства, то измерение потерь холостого хо-
да дополнительно производят на промежуточном поло-
жении регулятора «Мост». Результаты оценивают ана-
логично путем сравнения их с заводскими значениями
на данном положении устройства. На результаты изме-
рений значительное влияние оказывает намагничивание
магнитопровода вследствие протекания по обмоткам
трансформатора постоянного тока. В этих случаях для
измерения потерь трансформаторы размагничивают.
Размагничивание производят путем подачи на об-
мотки постоянного тока с изменяющейся полярностью.
Схема размагничивания трансформатора показана на
рис. 14.1,в. При помощи реостата плавно увелийййают
ток в обмотке трансформатора до значения, равного
1,1 тока холостого хода. Затем также плавно снижают
ток до 0 и, переключая полярность, увеличивают ток
до значения 1,1 тока холостого хода. Такие циклы из-
менения тока производят при значениях тока 0,8; 0,6;
0,4 и 0,2 /хх. Затем, снизив ток до 0, отключают источ-
ник питания постоянного тока и повторяют измерение
потерь холостого хода.
Возможно произвести размагничивание трансфор-
маторов методом кратковременной подачи на обмотки
номинального напряжения в режиме холостого хода
трансформаторов. Методика проведения измерений по-
терь холостого хода на однофазном пониженном напря-
жении должна соответствовать ГОСТ 3484-77.
«4.3. ИЗМЕРЕНИЕ АКТИВНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ОБМОТОК
Измерение сопротивления обмоток постоянному то-
ку производят для проверки состояния электрических
контактных соединений и целостности электрической
цепи обмоток трансформатора. Наиболее характерными
дефектами, которые обнаруживаются при этом измере-
нии, являются;
1)	обрыв одного или нескольких из параллельных
проводов в отводах;
2)	нарушение пайки;
3)	недоброкачественный контакт. присоединения от-
водов обмотки к вводам;
4)	недоброкачественный контакт в переключателях
ПБВ или устройствах РПН;
5)	неправильная установка привода ПБВ.
Обычно в условиях
монтажа сопротивление
измеряют при помощи
амперметра и вольтметра
методом падения напря-
жения. На рис. 14.2,а, б
показаны две принципи-
альные схемы подключе-
ния приборов при изме-
рении. Схему на рис.
14,2,а применяют при из-
мерении малых значе-
ний сопротивлений от
Рис. 14.2. Схемы измерения сопро-
тивления обмотки постоянному
току.
долей ома до нескольких ом, а схему на рис. 14.2,6 —
при измерении больших значений сопротивления. Пра-
вильный выбор схемы измерения исключает значитель-
ные погрешности из-за падения напряжения в прибо-
рах, которые обычно при вычислении значения сопро-
тивления не учитываются. '
В практике в основном применяют схему на рис.
14.2,а. При сборке этой схемы цепи тока и напряжения
разделяют, т. е. выполняют отдельными проводами,
чтобы исключить из измеряемого сопротивления сопро-
тивление проводов цепи тока и переходным сопротивле-
ния в местах подключения цепей и напряжения к вво-
дам трансформатора. Цепь измерения напряжения
должна подключаться непосредственно к токоведущим
шпилькам вводов испытываемой обмотки. Обычно соп-
ротивление измеряют при напряжениях до 24 В и то-
ках до 10 А. При этом ток не должен превышать 20%
номинального тока обмотки.
Пределы измерения приборов должны быть выбра-
ны такими, чтобы при измерениях отклонение по стрел-
ке было во второй половине шкалы. Класс точности
приборов должен быть не более 0,5. В качестве источ-
ника питания, как правило, применяют кислотные или
щелочные аккумуляторные батареи.
Сопротивление реостата выбирают в 8—10 раз боль-
ше, чем сопротивление измеряемой обмотки. Измерение
производят следующим образом. Включают рубильник
и при помощи реостата устанавливают необходимый
ток в цепи. В результате индуктивности обмотки ток
будет постепенно возрастать до установившегося зна-
чения. После установления тока записывают показания
вольтметра и амперметра. Вольтметр включают после
установления тока в цепи, а выключают перед отклю-
чением рубильника. Невыполнение этого порядка вклю-
чения и отключения вольтметра может привести к его
повреждению.
При измерении сопротивления обмотки, обладающей
большой индуктивностью, для уменьшения времени
установления тока в цепи производят кратковременное
форсирование (увеличение) тока путем шунтирования
реостата кнопкой. Время установления тока при изме-
рении сопротивления обмоток больших трансформато-
ров достигает 30 мин и более. Сопротивление измеряют
для каждой обмотки трансформатора на всех положе-
ниях переключающего устройства. Оценку результатов
производят путем сравнения полученных значений с
данными, указанными в паспорте трансформатора.
Для однофазных' трансформаторов полученные зна-
чения не должны отличаться больше чем на 2% зна-
чений, указанных в паспорте при одинаковой темпера-
туре и на тех же регулировочных ответвлениях.
Для трехфазных трансформаторов сопротивления,
полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз,
не должны отличаться друг от друга более чем на
2%, если в паспорте нет специальных указаний.
Полученные значения сопротивления обмотки посто-
янному току приводят к температуре, указанной в пас-
порте трансформатора, по формуле
/?х=/?о(235+Д)/(235+^о),	(14.3)
где ,RX — значение сопротивления при температуре, ука-
занной в паспорте tx, Ом; Ro— значение сопротивления
при температуре измерения t0, Ом; t0 — температура
измерения, °C; tx — температура, указанная в паспор-
те, °C.
За температуру масляного трансформатора, ранее
не включавшегося и не подвергавшегося нагреву, при-
нимают температуру верхних слоев масла при условии,
что измерение сопротивления производт не ранее чем
через 30 мин после заливки масла для трансформато-
ров мощностью до 1000 кВ-А включительно и не ра-
нее чем через 60 мин для трансформаторов большой
мощности.
Методика проведения измерения сопротивления об-
моток должна соответствовать ГОСТ 3484-77.
14.4.	ИЗМЕРЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ТРАНСФОРМАЦИИ
Коэффициентом трансформации называют отноше-
ние напряжения обмотки ВН к напряжению обмотки
НН при холостом ходе трансформатора. Коэффициент
трансформации определяют для всех ответвлений об-
моток и для всех фаз. Для трехобмоточных трансфор-
маторов достаточно проверить коэффициент трансфор-
мации для двух пар обмоток. Путем измерения коэф-
фициента трансформации могут выявляться следующие
отклонения:
1)	неправильное подсоединение отводов РПН;
2)	неправильная установка привода ПБВ.
Схема измерения _
А 6 Ъ
Рис. 14.3.
фазного коэффициента транс-
формации при соединении об-
моток Л/ А ид /Д.
Коэффициент трансформации определяют методом
двух вольтметров. Измерение производят двумя вольт-
метрами класса не ниже 0,5 следующим образом. К
одной из обмоток трансформатора подводят напряже-
ние и измеряют его одним из вольтметров. Одновремен-
но другим вольтметром измеряют напряжение на дру-
гой обмотке. Чтобы избежать применения измеритель-
ных трансформаторов на-
пряжения, переменное на-
пряжение 220—380 В под-
водят к обмотке ВН.
При испытании трехфаз-
ных трансформаторов коэф-
фициент трансформации
определяют по линейным
” напряжениям на соответст-
вующих одноименных ли-
нейных выводах обеих про-
веряемых обмоток или по
фазным напряжениям соответствующих фаз. Коэффици-
ент трансформации по фазным напряжениям измеряется
при однофазном и трехфазном возбуждении.
Если схема соединения измеряемых обмоток 1Д/Л
или а/А> коэффициент трансформации измеряют при
однофазном возбуждении с поочередным закорачива-
нием фаз (рис. 14.3). Одну из фаз, соединенных в тре-
угольник, накоротко замыкают путем соединения двух
соответствующих выводов данной обмотки, а напряже-
ние подают на две оставшиеся фазы. Полученное зна-
чение коэффициента должно быть равно 2 Кф при пи-
тании со стороны звезды или Кф/2 при питании со сто-
роны треугольника, где Кф — фазный коэффициент
трансформации.
Если схема соединения измеряемых обмоток Д/Д
илр а/а> фазный коэффициент можно измерять при трех-
фазном возбуждении, если предварительно установле-
но, что несимметрия напряжения практически не сни-
жает точности измерения, или при однофазном возбуж-
дении с закорачиванием фаз. Фазный коэффициент
трансформации в основном определяют для выявления
причин неудовлетворительных значений линейного ко-
эффициента.
Коэффициент трансформации измеряют также мето-
дом моста или образцового трансформатора. Однако
эти методы не находят широкого применения при мон-
таже.
Полученные значения коэффициента трансформации
на всех ответвлениях не должны отличаться более чем
на 2% значения, рассчитанного по номинальным на-
пряжениям.
Методика определения коэффициента трансформа-
ции должна соответствовать ГОСТ 3484-77.
14.5.	ПРОВЕРКА ГРУППЫ СОЕДИНЕНИЯ ОБМОТОК
Группа соединения характеризует угол сдвига век-
торов ЭДС в обмотках ВН, СН и НН одноименных
фаз трансформатора. Тождественность групп соедине-
ния обмоток различных трансформаторов является ос-
новным условием их параллельной работы, несоблюде-
ние этих условий вызывает возникновение при парал-
лельной работе значительных уравнительных токов, ко-
торые в некоторых случаях могут во много раз превос-
ходить номинальные. Это обстоятельство в основном оп-
ределяет необходимость проверки группы соединения
обмоток трансформаторов после их монтажа. В прак-
тике случаи несоответствия группы, указанной в пас-
порте трансформаторов, случаются чрезвычайно редко.
Наиболее характерными недостатками, выявленны-
ми при проверке группы соединения обмоток, являют-
ся:
1)	неправильно выполненная маркировка вводов
трансформатора;
2)	неправильное подсоединение отводов обмоток к
вводам.
При испытании трехобмоточных трансформаторов
проверяют группу соединения между двумя парами раз-
ных обмоток. Проверку группы соединения обмоток
трансформаторов на монтаже производят главным об-
разом по методу двух вольтметров для трехфазных и
методу постоянного тока для однофазных трансформа-
торов.
Метод двух вольтметров основан на совмещении
векторных диаграмм первичного и вторичного напря-
жения и измерений напряжений между соответствую-
щими вводами с последующим сравнением полученных
значений с расчетными.
Для совмещения векторных диаграмм выводы А и
а испытуемого трансформатора соединяют между со-
бои. Затем к одной из обмоток подводят напряжение
обычно не более 380 В и измеряют последовательно
напряжение между выводами в-В, в-С и с-В________при
испытании трехфазных трансформаторов и выводами
х~Х ПРИ испытании однофазных трансформаторов
(рис. 14.4,а).
Полученные значения сравниваются с расчетными,
которые предварительно вычисляют по формулам, при-
веденным в табл. 14.1.
Рис. 14.4. Схемы измерения группы соединения обмоток.
а — методом вольтметра; б — методом подачи постоянного тока.
Метод постоянного тока применяют главным обра-
зом для проверки группы соединения обмоток однофаз-
ных трансформаторов. Он заключается в поочередной
проверке полярности выводов А-х и а-х магнитоэлект-
рическим вольтметром, имеющим соответствующий пре-
дел измерения при подведении к выводам А-х напряже-
ния постоянного тока около 2—12 В (рис. 14.4,6).
Полярность выводов А-х устанавливают при вклю-
чении тока. После проверки полярности выводов А-х
вольтметр отсоединяют и, не отключая питания, присо-
единяют его к выводам а-х. Полярность выводов а-х
устанавливают в момент включения и отключения тока.
Если полярность выводов а-х при включении тока ока-
жется одинаковой с полярностью выводов А-х, а при
отключении — разной, то группа соединения обмоток 0,
в противном случае будет группа соединений 6.
Числовое обозначение группы принято определять
по положению векторов напряжения обмоток на часо-
вом циферблате. Если представить, что вектор высшего
напряжения проходит через центр циферблата и циф-
ру 12, то час, на который будет направлен вектор низ-
шего напряжения, будет соответствовать числовому
обозначению группы. Векторные диаграммы для раз-
личных групп соединения приведены на рис. 14.5,а—м.
Расчетные значения измеряемого напряжения при проверке групп
соединения обмоток методом двух вольтметров
Таблица 14.1
Группа соедине- ния	Угол сме- щения векторов напряже- ния, град	Вектор- нал дна-’ грамма 3 на рис. 14.Е	Ub—B	иь-с	ис~В
0	0	а	Пл(Кл-1)	ПлГ1-Кл + №л	
1	30	б	ияу 1-/зкл+к2л		^лИ1+кл
2	60	в	ПлП-Кл + №л	Пл(Кл-1)	УУ1+Кл + №л
3	90	г			
			ПлГ1+№л	[7ЛУ 1-ГзКл + К2л	пл V1 + Кзк7+ №л
1	120	д	f^Vl+Кл+^л	ПлУ1-Кл + №л	(1 + Ад)
	150	е			
5			ПлУ1+/зк;+№л	ГУ1+№Л	ПлУ1+КзкГ+№л
Продолжение табл. 14.1
Группа соедине- ния	Угол сме- щения векторов напряже- ния, град	Вектор- ная диа- грамма на рис. 14.5	иъ—в	иь-с	ис-В
6	180	Ж	Ил (1 + Ал)	ПЛК1+/СЛ+№Л	
7	210	3	Пл]/1+КзКл + №л		Пл^+^л
8	240	и	пХ1+Кл + №л	Пл(1+Кл)	1/лГ1-Кл+№л
9	270	к	Пл^^^л	Пл1Л+Гзк;+№л	Пл]/1—к/зк"л + №
10	300	л	ПлК1-Ял.+ №л	плГ1 + Кл+кгл	Пл(*л-1)
11	330	м	Пл'И-КзДл + кл,	ПЛГ1 + №И	Пл1/'г^'Кжл + №„
Примечание, С/л —тл-отейнэг Н1ПЗ 1К'Н«hi з >вэ х ik о5лэгкi H I пул яспыгании; Кл ’лииейня*i кээр1пди?нг трагсфэула;i.i.
Угол сдвига между векторами напряжения обмотай
зависит от схемы их соединения и взаимного направле-
ния обеих обмоток.
Отечественные силовые трансформаторы, как прави-
ло, имеют группы соединения 0 и 11. Маркировка фаз
выводов от обмоток выполняется в очередности А, В,
С — слева направо со стороны высшего напряжения.
Группа и схема соединения обмоток указываются в тех-
нической эксплуатационной документации на транс-
форматор и щитке, закрепленном на баке.
Методика определения группы соединения обмоток
трансформатора должна соответствовать ГОСТ 3484-77.
14.6.	ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ изоляции
ПРИЛОЖЕННЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ
В результате приложения повышенного напряжения
создается в испытуемой изоляции увеличенная напря-
женность электрического поля, что позволяет выявить
дефекты в ней, не обнаруженные другими методами.
Наиболее характерными дефектами, выявленными при
этом испытании, являются:
1)	недостаточные расстояния между гибкими неизо-
лированными отводами обмоток НН в месте их подсо-
единения к шпильке ввода;
2)	наличие в трансформаторе воздушных пузырей;
3)	некоторые виды местного увлажнения и загрязне-
ния изоляционных деталей.
Испытание изоляции приложенным напряжением
производят главным образом при пусконаладочных ис-
пытаниях трансформаторов напряжением до 35 кВ
включительно. В отдельных случаях этот метод приме-
няют для проверки электрической прочности изоляции
обмоток НН (до 35 кВ) трансформаторов на напряже-
ние НО кВ и выше.
Для проведения испытаний необходимо подготовить
испытательный трансформатор. Мощность испытатель-
ного трансформатора, кВ-А, зависит от зарядной мощ-
ности испытываемой обмотки и определяется ее емко-
стью и значением испытательного напряжения:
Р = 314 Ct/MO-9,	(14.4)
где С — емкость обмотки, пФ; U — испытательное на-
пряжение, кВ.
Испытание осуществляют при частоте 50 Гц в тече-
ние 1 мин.
Испытательное напряжение зависит
ляции трансформатора. Для масляных
ров его значения приведены ниже:
от класса изо-
трансформато-
Класс изоляции, кВ	0,525	3	6	10	15	35
Испытательное напряжение, кВ 5	18	25	35	45	85
Испытательные напряжения для сухих трансформа-
торов, а также масляных специального исполнения
устанавливаются заводской технической документацией.
При испытании на монтаже испытательное напряже-
ние составляет 90% нормируемых для данного класса
изоляции значений, указанных выше.
При испытании вводы испытуемой обмотки соедине-
ны между собой и подключены к испытательному транс-
форматору, вводы остальных обмоток соединены между
собой и заземлены.
На рис. 14.6 показана принципиальная схема испы-
тания. Напряжение увеличивают плавно при помощи
регулировочного трансформатора. Контроль за подво-
димым напряжением осуществляют по показаниям
вольтметра, установленного в первичной цепи испыта-
тельного трансформатора, с учетом его коэффициента
трансформации.
Рис. 14.6. Схема испытания изо-
ляции трансформатора приложен-
ным напряжением.
ИТ — испытательный	трансформатор;
Р < разрядник; R — резистор.
При испытании трансформаторов, имеющих значи-
тельную емкость, которая может исказить и завысить
коэффициент трансформации испытательного трансфор-
матора, напряжение контролируют на стороне ВН при
помощи шаровых разрядников либо высоковольтного
киловольтметра. Для этого шары разрядника устанав-
ливают на расстоянии, соответствующем испытательно-
му напряжению. Затем, подсоединяя испытательный
трансформатор к испытуемой изоляции, поднимают на-
пряжение до пробоя разрядников и отмечают показа-
ния вольтметра, установленного на стороне НН. После
этого разрядники удаляют и увеличивают напряжение,
руководствуясь полученными показаниями вольтметра.
Контроль за состоянием изоляции при испытании
производят по показаниям амперметра и путем наблю-
дения и прослушивания. Повреждения в испытуемом
трансформаторе проявляются в виде потрескивания и
разрядов внутри, выделением дыма из расширителя и
изменения тока в испытательном трансформаторе. При
испытаниях могут выявляться потрескивания, не свя-
занные с повреждением изоляции, например в резуль-
тате наличия внутри трансформатора воздушных пузы-
рей, отсутствия заземления некоторых металлических
конструктивных деталей и др. В таких случаях обнару-
женные недостатки устраняют, а испытания изоляции
повторяют.
При пробое твердой изоляции внутри трансформато-
ра обычно слышен глухой звук удара, а при пробое
масляного промежутка — звонкий.
Трансформатор считается выдержавшим испытание,
если в процессе испытания не наблюдалось пробоя или
частичных разрядов, определяемых по звуку, выделе-
нию газа и дыма или по показаниям приборов. При
обнаружении дефектов трансформатор подлежит раз-
борке для обнаружения дефектов и выполнения соот-
ветствующего ремонта.
Методика проведения испытаний электрической
прочности изоляции трансформатора напряжением дол-
жна соответствовать ГОСТ 1516.1-76, ГОСТ 1516.2-76.
ГЛАВА ПЯТНАДЦАТАЯ
ЗАВЕРШАЮЩИЕ РАБОТЫ ПО МОНТАЖУ,
ВВЕДЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
15.1.	ЗАВЕРШАЮЩИЕ РАБОТЫ ПО МОНТАЖУ ТРАНСФОРМАТОРА
После сборки трансформатора и заливки его маслом
в случае, если монтаж осуществлялся не на собственном
фундаменте, производят перекатку трансформатора на
собственный фундамент. На фундаменте трансфор-
матору создается уклон по направлению к газовому ре-
ле путем установки под катки с одной стороны бака
металлических прокладок. Уклон определяется завод-
ской документацией. При отсутствии указаний в завод-
ской эксплуатационной документации уклон должен со-
ставлять 1—1,5%- После создания уклона катки
трансформатора фиксируют на рельсах специальными
упорами. Уклон трансформаторам, оборудованным вы-
носной системой охлаждения, создается перед присое-
динением системы охлаждения.
Маслоплотность полностью собранного трансформа-
тора проверяют избыточным давлением 6 кПа над выс-
шим допустимым уровнем масла в расширителе.
Для проведения испытания на баке трансформатора
через кран устанавливают патрубок с воронкой, обес-
печивающий создание избыточного давления столба
масла высотой 0,6 м над высшим допустимым уровнем
масла в расширителе. При этом кран между баком и
расширителем перекрывают, воздухоосушитель расши-
рителя снимают, на его место устанавливают заглуш-
ку. Температура масла трансформатора при испытании
должна быть не менее 10°С. Вместо остаточного давле-
ния масла можно создать в расширителе соответствую-
щее избыточное давление сухого воздуха или азота.
Аналогично производят испытание маслоплотности
трансформаторов, оборудованных азотной защитой
масла. В трансформаторах с пленочной защитой масла
испытательное избыточное давление создается возду-
хом, который подается при помощи компрессора в эла-
стичную емкость расширителя через патрубок, пред-
назначенный для подсоединения воздухоосушителя.
•После проверки маслоплотности кран, соединяющий
бак трансформатора с патрубком для испытания, за-
крывают, патрубок удаляют. Снова устанавливают воз-
духоосушитель трансформатора и кран расширитель —
бак открывают. Производят отбор пробы масла из пол-
ностью собранного трансформатора и проверяют его
по п. 1—6 табл. 5.1.
Перед подачей напряжения вводы трансформатора
подсоединяют к шинам распределительной подстанции.
Ошиновку трансформаторов необходимо производить
так,. чтобы вводы не испытывали дополнительных ме-
ханических нагрузок, так как это может привести к на-
рушению их уплотнения и повреждению фарфорового
изолятора. При подсоединении вводов на большие токи
предусматривают гибкие компенсаторы. Особое внима-
ние при подсоединении вводов следует обратить на
правильную установку контактного наконечника ввода
и качественное выполнение контактных соединений.
При выполнении ошиновки трансформатора необхо-
димо выдерживать наименьшие изоляционные расстоя-
Таблица 15.1
Наименьшие расстояния между токоведущими и заземленными
частями трансформатора
Расстояние, мм	Для номинального’напряжения, кВ							
	до 10	20	ЗБ	ПО	ISO	220	330	500
От токоведущих частей, находящихся под на- пряжением, до зазем- ленных конструкций	200	300	400	000	1300	1800	2500	3750
Между проводами раз- ных фаз	220	330	440	1000	1400	2000	2800	4200
ния по воздуху между токоведущими и заземленными
частями (табл. 15.1).
Ввод нейтрали заземляют или подсоединяют к раз-
ряднику, тип которого указывается в технической доку-
ментации трансформатора. Вводы обмоток, не исполь-
зованных при работе трансформатора, должны быть
подсоединены к разрядникам. При этом допускается
соединять с разрядником только две вершины неисполь-
зуемой обмотки низшего напряжения, соединенной
в треугольник, а третью вершину необходимо зазем-
лить. Заземление необходимо производить металличе-
скими шинами к общему контуру заземления подстан-
ции или станции. Не допускается заземлять обмотки
через бак трансформатора. Бак трансформатора необ-
ходимо соединить с общим контуром заземления. Для
подсоединения заземляющей шинки на баке трансфор-
матора имеется болт заземления.
На собранном трансформаторе настраивают и про-
веряют действие газовой защиты. Газовая защита
трансформаторов включает в себя газовое реле типа
РГЧЗ-68, которое комплектуется тремя уставками,
рассчитанными на действие реле при скорости потока
масла 0,6; 0,9 и 1,2 м/с. Рекомендуется применять
уставку, рассчитанную на скорость потока, при которой
не происходит ложных срабатываний реле при включе-
нии и отключении системы охлаждения.
На практике в газовых реле трансформаторов, обо-
рудованных системой охлаждения типов М и Д, устав-
ку выбирают на срабатывание при потоке 0,6 м/с, а
в трансформаторах с системой охлаждения типов ДЦ и
Ц — 0,9 или 1,2 м/с. Действие газовой защиты проверя-
ют на отсутствие ложных срабатываний при включе-
нии и отключении системы охлаждения и на срабаты-
вание реле при вытеснении из его полости масла.
Для срабатывания реле через краник для выпуска
воздуха подают сжатый воздух или, если трансформа-
тор залит азотированным маслом, азот. После проверки
срабатывания воздух необходимо выпустить через кра-
ник и полость реле полностью заполнить маслом.
Результаты проверки действия газовой защиты
оформляют протоколом.
На рис. 15.1 показан общий вид полностью собран-
ного трансформатора.
Рис. 15.1. Трансформатор типа АОДЦТН-417000/750 после оконча
ния монтажа.
Для сдачи трансформатора в эксплуатацию необхо-
димо оформить техническую документацию по монтажу.
Техническая документация включает в себя акты об
условиях хранения трансформатора, о проверке его
герметичности, об оценке увлажнения изоляции транс-
форматора с заключением о допустимости его включе-
ния без сушки; акты о выполнении отдельных работ
по установке комплектующих узлов трансформатора и
сборке системы охлаждения; протоколы по проверке
приборов и аппаратуры, по испытаниям трансформатор-
ного масла; протоколы испытаний трансформатора, на-
ладки и проверки защит; протоколы проверок и испыта-
ний комплектующих узлов (вводов, насосов, трансфор-
маторов тока и др.).
Акт подписывают представители участвовавших
в монтаже монтажных, наладочных, эксплуатационных
организаций, шефперсонал завода-изготовителя (если
предусмотрен шефмонтаж). Акт утверждает руководи-
Тёль эксплуатационной организации. К. основному эк-
земпляру акта (передаваемому впоследствии организа-
ции по эксплуатации) прилагают все протоколы, пере-
численные в акте, и протоколы дополнительных испы-
таний и измерений.
Одновременно с оформлением сдаточной докумен-
тации оформляют соответствующие графы формуляра
трансформатора, имеющегося в сопроводительной тех-
нической документации завода-изготовителя на все
трансформаторы мощностью свыше 90 МВ-А и напря-
жением ПО—750 кВ.
15.2.	ОПРОБОВАНИЕ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРА
НА ХОЛОСТОМ ХОДУ
Опробование работы трансформатора на холостом
ходу производят для проверки работы трансформато-
ра под номинальным- напряжением, проверки и настрой-
ки соответствующих защит.
Включение трансформатора на номинальное напря-
жение следует производить только при удовлетвори-
тельных результатах монтажа, испытаний и наладки и
оформления сдаточной технической документации.
Перед опробованием трансформатора на холостом
ходу необходимо произвести внешний осмотр трансфор-
матора на отсутствие повреждений, течи, посторонних
предметов, пыли и грязи на внешней поверхности изо-
ляторов И баке и проверить:
1)	уровень масла в маслоуказателе расширителя,
в маслоуказателях маслонаполненных вводов, наличие
давления в герметичных вводах;
2)	работу термометров и термосигнализаторов. Про-
верку цепей термосигнализаторов производят путем пе-
ревода вручную стрелок-уставок максимальной и мини-
мальной температуры;
3)	правильное положение кранов и задвижек систе-
мы охлаждения и крана расширитель — бак (все краны
должны быть открыты);
4)	наличие и надежность заземлений;
5)	соответствие указателей положения всех пере-
ключателей;
6)	наличие и надежное подсоединение к линейным
выводам и нейтрали разрядников, входящих в схему
защиты трансформатора. Включение под номинальное
напряжение с неподсоединеннымк сети (холостыми)
обмотками не допускается;
7)	состояние подсоединений всех цепей силовых: и
контрольных кабелей. Вторичные обмотки трансформа-
торов тока должны быть обязательно замкнуты на при-
боры или закорочены;
8)	отсутствие воздуха в газовом реле;
9)	действие всех предусмотренных защит. Проверка
должна быть оформлена протоколом;
10)	действие механизмов блокировки выключателей;
11)	соблюдение всех требований техники безопас-
ности.
Если между окончанием монтажа и включением
трансформатора прошло значительное время (более
трех месяцев), рекомендуется дополнительно произвести
следующие проверки:
1)	отбор пробы масла из бака трансформатора, из
приставных регуляторов и контакторов регуляторов.
Масло из трансформатора и навесного регулятора про-
веряют по п. 1—6 и 10 табл. 5.1. Масло из контактора
проверяют на электрическую прочность и влагосодер-
жание;
2)	измерение параметров 7?6о> tg 6, изоляции
всех обмоток;
3)	измерение сопротивления постоянному току об-
моток в рабочем положении переключателя.
Трансформатор на номинальное напряжение вклю-
чают толчком на время не менее 30 мин. После включе-
ния трансформатор прослушивают и наблюдают за его
состоянием. При появлении внутри трансформатора не-,
нормального гула или потрескиваний он должен быть
отключен для выяснения причин.
В трансформаторах с системами охлаждения Д и
ДЦ для прослушивания допускается отключение вен-
тиляторов и маслонасосов, если температура масла не
превышает 75°С.
При опробовании на холостом ходу мощных транс-
форматоров рекомендуется при наличии возможности
производить плавное увеличение напряжения. Мощные
трансформаторы, смонтированные по схеме блока с ге-
нератором, как правило, включают на номинальное на-
пряжение, увеличивая напряжение с нуля.
После снятия напряжения производят несколько
включений (3—-5 раз) трансформатора толчком на пол-
ное номинальное напряжение для проверки и отстройки
защиты от бросков намагничивающего тока.
Одновременно с опробованием трансформаторов
НО кВ и выше на холостом ходу рекомендуется испы-
тать' витковую изоляцию индуктированным напряжени-
ем. С этой целью напряжение питания повышается до
1,15 номинального значения для трансформаторов, име-
ющих магнитопроводы со стальными шпильками, и 1,3
номинального значения для остальных трансформато-
ров. Испытание производится в течение 1 мин.
15.3.	КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ И ОБСЛУЖИВАНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ В НАЧАЛЬНЫЙ ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ
В начальный период эксплуатации могут выявиться скрытые
неисправности трансформатора и недостатки его монтажа, поэтому
основными задачами контроля за состоянием и обслуживания
трансформаторов в этот период являются проверка отсутствия и
своевременное устранение обнаруженных недостатков и неисправ-
ностей.
Для оценки состояния активной части трансформатора необхо-
димо установить наблюдение за температурой верхних слоев масла
и контроль за изменением его эксплуатационных характеристик.
Значительное повышение температуры масла при нормальной рабо-
те системы охлаждения может свидетельствовать о наличии внутри
трансформатора мест недопустимого нагрева, большого количества
воздуха либо застойных зон, в которых отсутствует циркуляция
масла.
Отбор проб масла для контроля изменения его эксплуатацион-
ных параметров рекомендуется производить: из трансформаторов
на напряжение ПО—220 кВ через 10, затем через 30 сут после
включения и далее ежегодно; для трансформаторов 330—750 кВ —
через 10, 30 и 90 сут после включения и дальше ежегодно.
Анализ масла производят по показателям п. 1—6 табл. 5.1.
Результаты анализа сравнивают со значениями, полученными перед
включением трансформатора в эксплуатацию.
Понижение электрической прочности и увеличение остаточного
влагосодержания масла в начальный период эксплуатации в основ-
ном происходят из-за наличия влаги в твердой изоляции; увеличе-
ние остаточного газосодержания — по причине газовыделения внут-
ри трансформатора либо негерметичности уплотнений; появление
механических примесей может быть связано с некачественной про-
мывкой комплектующих узлов перед их установкой или загрязнен-
ностью активной части; ухудшение значений tg 6 кислотного числа,
содержания водорастворимых кислот и щелочей и температуры
вспышки масла в основном происходит из-за наличия внутри транс-
форматора недопустимых местных нагревов либо применения для
заливки иедоочищенного масла.
При выявлении признаков ускоренного ухудшения характери-
стик масла необходимо принять меры по обнаружению и устране-
нию причин их возникновения. Предельно допустимые значения па-
раметров масла, находящегося в эксплуатации трансформаторов,
приведены в трбл. 5.1.
Biia Щ вреи р вн дряется спосоо оценки состояния
активной части трансформатора на основании хроматографического
анализа растворенных в масле газов.
Повреждению в трансформаторе обычно сопутствует значи-
тельное повышение температуры или напряженности электрического
поля, что приводит к разложению твердой изоляции и масла с вы-
делением характерных газов. Принцип данного способа оценки
основан на измерении состава и количества выделившихся и раство-
рившихся в масле характерных газов. Результаты оценивают путем
сравнения их с данными, полученными перед введением трансфор-
матора в эксплуатацию, и по предельно допустимым значениям
концентрации газов.
В настоящее время применяют два метода проведения хрома-
тографического анализа растворенных в масле газов, отличающихся
между собой количеством и принципом выделения газов из пробы
масла. Система выделения газов по методу ВНИИЭ основана на
установлении равновесия в замкнутом объеме, частично заполнен-
ном испытываемым маслом, между газами, находящимися в масле
и иад его поверхностью. При этом анализу подвергают газ над по-
верхностью масла, а количество растворенного в масле газа опре-
деляют по калибровочным кривым. Эта методика предусматривает
выделение и измерение количества следующих характерных газов:
двуокиси углерода, метана, ацетилена и этилена. Этот метод ие
применим для трансформаторов с пленочной защитой, залитых де-
газированным маслом.
Метод, разработанный по рекомендациям МЭК, предусматри-
вает полное выделение газов из пробы масла путем создания глу-
бокого разрежения над поверхностью масла. По данному методу
определяют наличие и количество следующих газов: кислорода, во-
дорода, двуокиси и окиси углерода, ацетилена, этилена, пропилена
и метана.
Метод оценки состояния трансформаторов по хроматографиче-
скому анализу масла является весьма эффективным. Он позволяет
не только определить наличие неисправностей внутри трансформа-
тора, но и установить характер развивающегося повреждения.
В начальный период работы необходимо проверить соответствие
уровня масла в расширителе условиям работы трансформатора.
При всех изменениях нагрузки трансформатора уровень масла
в расширителе должен находиться в установленных для него пре-
делах. В трансформаторах, оборудованных азотной защитой масла,
повышение уровня масла в расширителе сверх допустимого преде-
ла может привести к перекрытию азотопровода и разрушению мем-
браны выхлопной трубы. Понижение уровня масла ниже допусти-
мого предела может привести к повреждению трансформатора.
При проверке уровня масла следует контролировать работу
маслоуказателей, особенно рычажного типа, и отсутствие течи мас-
ла из трансформатора. Показания маслоуказателя должны изме-
няться при повышении и понижении температуры масла в трансфор-
маторе. Все течи масла должны быть выявлены и устранены при
первой остановке трансформатора. Особое внимание в начальный
период работы необходимо уделить проверке состояния и обслужи-
ванию средств защиты масла. Прп обслуживании воздухоосушите-
лей необходимо контролировать изменение индикаторного силикаге-
ля и уровня масла в затворе и своевременно заменять силикагель.
При обслуживании азотной защиты масла необходимо устано-
вить наблюдение за соответствием находящегося в мягких резер-
вуарах количества азота режимам работы трансформатора, за со-
стоянием азотоосушителя и изменением содержания кислорода
в надмасляном пространстве расширителя. При изменении темпера-
туры трансформатора не должны наблюдаться сильное раздутие или
сжатие мягкого резервуара. В случае обнаружения этого недостат-
ка следует произвести повторно заполнение и подсоединение мяг-
ких резервуаров, как описано в § 10.2. При увеличении содержания
кислорода в надмасляном пространстве по сравнению с первона-
чальными значениями необходимо проверить герметичность надмас-
ляного пространства. В процессе работы трансформатора содержа-
ние кислорода в надмасляном пространстве не должно быть боль-
ше 0,7% 
Контроль за состоянием пленочной- защиты трансформатора за-
ключается в проверке маслонепроницаемости эластичной емкости
(пленки), а также изменения остаточного газосодержания масла
в баке трансформатора. Пленка должна плотно прилегать к стенке
расширителя, а внутри ее не должно быть масла. Остаточное газо-
содержание масла должно быть не более Г%.
 Контроль за работой фильтров постоянной регенерации масла
осуществляют по изменению кислотного числа трансформаторного
масла. При повышении кислотного числа следует заменить сили-
кагель в фильтрах.
При эксплуатации системы охлаждения необходимо проверить
вибрации и биения электровентиляторов и работу электронасосов.
Работу электронасосов проверяют путем прослушивания и измере-
ния токов в обмотке электродвигателя.
При обслуживании переключающих устройств особое внимание
следует уделять работе электропривода. Если регулирование напря-
жения переключающим устройством не требуется, необходимо еже-
годно во время отключения трансформатора производить переклю-
чение устройства по всему диапазону регулирования. Так же необ-
ходимо поступать при обслуживании переключателей ПБВ.
При обслуживании высоковольтных выводов герметичной кон-
струкции необходимо контролировать давление во вводах и отсут-
ствие течи масла из них.
ГЛАВА ШЕСТНАДЦАТАЯ
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ
МЕРОПРИЯТИЯ ПРИ МОНТАЖЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
16.1.	ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ
И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ТЕХНИКЕ ПРИ МОНТАЖЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
При монтаже трансформаторов безопасность работ обеспечива-
ется организацией, выполняющей эти работы. В каждой организа-
ции разрабатываются правила (инструкции) по безопасному прове-
дению работ, ежегодно осуществляются утвержденные руководите-
лем организационно-технические мероприятия по обучению
специалистов правилам техники безопасности, о еспеченик» соответ"
ствующими материально-техническими средствами.
Обучение Специалистов является основным организационный
Мероприятием по улучшению состояния техники безопасности.
Каждый рабочий и инженерно-технический работник при поступле-
нии на работу проходит вводный инструктаж по общим правилам
техники безопасности на строительстве и монтажной площадке. По
прибытии на место работы (монтажа) осуществляют производствен-
ный инструктаж по безопасным методам выполнения работ, а также
правилам поведения в случае возникновения опасности. Производ-
ственный инструктаж проводят каждый раз при перемене места
работы, при переходе рабочего с одного вида работы на другой,
при выполнении особо опасных работ. Прохождение рабочими и
инженерно-техническими работниками инструктажа по технике без-
опасности оформляют в журнале.
После обучения и в дальнейшем ежегодно производят проверку
знаний правил техники безопасности, для чего создают квалифика-
ционную комиссию. После проверки знаний каждому рабочему и
инженерно-техническому работнику выдают удостоверение по тех-
нике безопасности, в котором отмечают дату проверки знаний по
технике безопасности и заключение по допуску к специальным ра-'
ботам: верхолазным, с вредными условиями труда, к работе с элек-
тросварочным аппаратом и др. Рабочим-электрикам в зависимости
от уровня их знаний и стажа работы присваивают квалификацион-
ную группу по технике безопасности, которая дает им право про-
водить работы в действующих электроустановках. Номер квалифи-
кационной группы и дату ее присвоения отмечают в удостоверении
по технике безопасности.
Ответственным за обеспечение техники безопасности при мон-
таже трансформатора является производитель работ. Он проводит
производственные инструктажи, обеспечивает выполнение требуе-
мых мероприятий по технике безопасности и производственной са-
нитарии, наблюдает за исправным состоянием и правильной экс-
плуатацией оборудования, машин, механизмов, приспособлений и
инструмента, оформляет допуски на право производства работ
в действующих электроустановках, следит за своевременной выда-
чей рабочим спецодежды и защитных средств, контролирует выпол-
нение правил техники безопасности и организуют обучение рабо-
чих безопасным методам труда.
Если в монтаже трансформатора одновременно участвует не-
сколько организаций, координацию и согласование их действий по
безопасным методам труда обеспечивают генподрядчик или эксплуа-
тационная организация.
Монтаж силовых трансформаторов связан с применением значи-
тельного количества легковоспламеняющихся материалов (транс-
форматорное масло, пропитанная маслом бумага, бензин, ацетон
и др.). Соблюдение строгих мер по противопожарной безопасности
является важным требованием при организации работ по монтажу
трансформаторов.
Для обеспечения безопасности работ монтажная площадка
должна быть хорошо спланирована и освещена. На ней не должно
быть посторонних предметов, опасных для передвижения люден и
механизмов, должны быть предусмотрены проезды для перемеще-
ния механизмов, места для размещения маслообрабатывающих уста-
новок, маслонаполненных комплектующих узлов, для производства
сварочных работ, для хранения легковоспламеняющихся материа-
лов. Монтажная площадка должна быть оборудована противопо-
Жирным инвентарем (углекислотные и пенные огнетушители, яЩйй
с песком, багры, лопаты и др.) и телефонной связью, в опасных
местах должны быть установлены предупреждающие и запрещаю-
щие плакаты, а на видном месте вывешена инструкция по технике
безопасности на монтажной площадке и правилам проведения при
возникновении опасных ситуаций.
Должны быть предусмотрены места для отдыха, обогрева
(в зимнее время) и курения работающих, обеспечены средства для
оказания первой медицинской помощи (аптечка), для санитарно-
гигиенического обслуживания рабочих (теплая вода, мыло, паста,
салфетки и др.).
На монтажной площадке запрещается хранить трансформатор-
ное масло и другие, легковоспламеняющиеся жидкости в открытой
таре, загромождать проходы, производить сварочные работы без
уведомления, а при работе на маслонаполненном оборудовании или
вблизи него — без разрешения местной пожарной охраны. Промас-
ленные обтирочные материалы следует складывать в металлических
ящиках с закрываемыми крышками, порожнюю тару из-под масла
и других легковоспламеняющихся жидкостей необходимо хранить
в специально отведенных местах за территорией монтажной пло-
щадки.
Основные вопросы по обеспечению безопасности работ и сани-
тарно-гигиенического обслуживания рабочих (оборудование гарде-
робных, столовых, обеспечение питьевой и технической водой и др.)
на монтаже решаются в проектной документации объекта.
Особо сложные и специфические для данного объекта вопросы
обеспечения безопасности работ рассматриваются в ППР. В ППР
также разрабатываются меры безопасности при совмещении работ
с другими смежными строительно-монтажными и наладочными орга-
низациями, определяются опасные зоны и даются рекомендации по
их ограждению, решаются вопросы по санитарно-гигиеническому об-
служиванию рабочих, если они не учтены в проектной документа-
ции объекта, и др.
С точки зрения обеспечения техники безопасности для монтажа
трансформаторов характерными являются такелажные работы, ра-
боты по обработке, сливу и заливке масла, термовакуумной обра-
ботке изоляции трансформатора и масла, пусконаладочным и кон-
трольным испытаниям трансформатора, масла и комплектующих
узлов.
Способы выполнения этих работ описаны в соответствующих
главах книги. В последующих параграфах данной главы дается
краткая характеристика этих работ с точки зрения техники без-
опасности и приводятся основные правила по обеспечению безопас-
ных условий труда.
16.2.	ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ
ТАКЕЛАЖНЫХ РАБОТ
Основные такелажные работы производят при погрузке и пере-
катке трансформатора и установке комплектующих узлов. Для вы-
полнения этих работ применяют различные грузоподъемные меха-
низмы (мостовые, железнодорожные, автомобильные краны, краны
на гусеничном ходу, лебедки, гидравлические и реечные домкраты и
приспособления: стропы, траверсы, полиспасты, тросы и т. п.).
Применяемые грузоподъемные механизмы и приспособления
|должны быть исправными. Сроки периодических испытаний не
'должны нарушаться. Результаты технического освидетельствования
заносят в журнал их учета и осмотра. Грузоподъемные краны под-
вергают техническому освидетельствованию: частичному — не реже
1 раза в год, полному — не реже 1 раза в три года, внеочередному
полному — после ремонта металлоконструкции, установки нового
стрелового оборудования, смены крюка и т. д.
Лебедки с электроприводом должны быть оборудованы элек-
тромагнитным тормозом, лебедки с ручным приводом — храповым
устройством и ручным ленточным тормозом. Лебедки подвергают
техническому освидетельствованию перед пуском в работу и далее
через каждые 12 мес.
Гидравлический домкрат должен иметь опломбированный мано-
метр и обратный клапан (диафрагму), обеспечивающий медленное
опускание штока или остановку его движения при повреждении
трубопровода. Винтовые и реечные домкраты должны иметь сто-
порные приспособления, исключающие самопроизвольное опускание
груза при снятии усилия с рычага или рукоятки и выход винта
или рейки из корпуса. Техническое освидетельствование домкратов
производят не реже 1 раза в 12 мес.
Подъемные приспособления подвергают техническому освиде-
тельствованию в следующие сроки: блоки — через каждые 12 мес,
крюки — через 1 мес, стропы — через 10 дней, траверсы—-через
6 мес.
Для производства такелажных работ должен быть назначен
специально обученный и имеющий удостоверение электромонтаж-
ник-стропальщик. Перед выполнением работ стропальщик обязан:
ознакомиться с особенностями конструкции груза, его массовыми
данными, специальными требованиями по обеспечению его сохран-
ности, имеющимися на нем подъемными и тяговыми приспособле-
ниями; убедиться в исправности такелажного оборудования, оснаст-
ки и приспособлений; осмотреть пути перемещения и места уста-
новки груза, удалить с опасной зоны лиц, не имеющих отношения
к данной работе; проверить достаточность освещения и предупре-
дительных знаков для обеспечения безопасности. При производстве
работ следует руководствоваться действующими общими и местны-
ми правилами по технике безопасности по выполнению такелажных
работ.
16.3.	ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ
МЕРОПРИЯТИЯ ПРИ СБОРКЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
При сборке трансформаторов кроме такелажных работ произ-
водятся работы, связанные с пребыванием людей на высоте и внут-
ри бака трансформатора, очисткой, сливом и заливкой трансфор-
маторного масла, могут также выполняться сварочные и паечные
работы на маслонаполненном оборудовании и вблизи него.
Работы на высоте производят с лесов, подмостей, технологиче-
ских площадок и лестниц. Леса и подмости должны быть выполне-
ны по типовым проектам, настилы сделаны из доброкачественных
досок достаточной толщины. Ширина настила не менее 1 м. Насти-
лы ограждают прочными перилами высотой не менее 1 м, состоя-
Щими из поручня, одного промежуточного горизонтального элемен-
та и бортовой доски высотой не менее 150 мм. Бортовая доска
служит Для Предотвращения падения инструментов и материалов.
Перила закрепляют к стойкам с внутренней стороны; поручни де-
ревянных перил должны быть гладко остроганы.
Производитель работ обязан ежедневно проверять состояние
лесов и подмостей. Леса и подмости высотой до 3 м допускаются
к эксплуатации только после технической приемки производителем
работ, а свыше 3 м — после приемки по акту лицами, назначенными
главным инженером организации. При монтаже трансформаторов
применяются также изготавливаемые на месте технологические пло-
щадки, закрепляемые на баке трансформатора. Требования к их
конструкции и применению должны быть аналогичны требованиям
к конструкции лесов и подмостей.
Лестницы применяют при выполнении работ на высоте до 4 м.
Лестницы, устанавливаемые на гладких полах, должны иметь осно-
вания, обитые резиной, а на земляной и. деревянной опорной по-
верхности — острые металлические наконечники. После изготовле-
ния, а также периодически 1 раз в год лестницы должны прове-
ряться на статическую нагрузку. Запрещается пользоваться деревян-
ными лестницами, сбитыми на гвоздях, без врезки перекладин и без
стяжных болтов. Не разрешается работать с приставных лестниц,
установленных на дополнительных промежуточных сооружениях из
ящиков и бочек, приступать к работе при неустойчивом положении
лестницы. Уклон приставных лестниц не должен превышать 1 :3.
При выполнении работ по строповке высоковольтных вводов и
закреплении кабельного наконечника ввода необходимо пользовать-
ся шарнирными вышками и лестницами.
Для выполнения работ внутри бака трансформатора допуска-
ются только специально подготовленные рабочие и инженерно-тех-
нические работники. Они должны быть обеспечены специальной
одеждой и обувью. Одежда должна быть удобной для передвиже-
ния, защищать тело от переохлаждения, перегрева и загрязнения
маслом. Во избежание ушибов, порезов и ссадин работать внутри
трансформатора необходимо в защитной каске и рукавицах. В ка-
честве обуви необходимо применять резиновые сапоги.
Перед проникновением внутрь трансформатора необходимо убе-
диться, что из бака полностью удалены азот и другие инертные
газы и выполнена достаточная вентиляция бака. Кислородосодержа-
ние воздуха в баке должно быть не менее 18%.
Для контроля за состоянием и действиями людей внутри транс-
форматора должен быть выделен наблюдающий, который обязан
находиться возле входного люка на баке и постоянно поддержи-
вать связь с работающими внутри людьми.
Освещение внутри трансформатора должно обеспечиваться пе-
реносными лампами на напряжение не более 12 В. Лампа должна
иметь защитную сетку. Место работы людей в баке и способ про-
никновения к нему должны быть указаны производителем работ.
При работе внутри трансформатора необходимо тщательно выби-
рать пути перемещения людей, чтобы исключить их падение и
травмирование. Если в процессе работы в бак подается от установ-
ки «Суховей» осушенный воздух (точка росы не более минус 40 С),
время пребывания каждого работающего внутри трансформатора
не должно превышать 4 ч в сутки. После выполнения работ необ-
ходимо тщательно смыть с тела масло теплой водой с мылом.
При подготовке масла маслоочистительное оборудование (дега-
зационные и цеолитовые установки, центрифуги, фильтр-прессы)
должны размещаться в помещении или под навесом таким образом,
чтобы был свободный оЬход их со всех сторон, и иметь надежное
заземление. Должна быть разработана и вывешена инструкция по
режиму их работы и правилам обеспечения безопасности. Место
подготовки масла должно быть очищено от посторонних предметов,
оборудовано противопожарным инвентарем, телефонной связью и
достаточно освещено. Маслобаки должны быть промаркированы и
освещены. В процессе работы необходимо следить за отсутствием
подтеков масла и систематически производить уборку. В месте про-
ведения сушки масла не допускается хранить легковоспламеняю-
щиеся материалы, производить сварочные работы, курить и приме-
нять для освещения открытый огонь.
При работе с маслом необходимо систематически смывать по-
павшее на тело трансформаторное масло во избежание раздражения
кожи. Рабочие должны быть обеспечены на время сушки масла
брезентовыми костюмами и кожаными ботинками.
В процессе слива и заливки масла в мощные высоковольтные
трансформаторы вводы должны быть заземлены во избежание по-
явления на них электростатического заряда.
На проведение сварочных и паечных работ на маслонаполнен-
ном оборудовании или вблизи него производитель работ должен
получить письменное разрешение пожарной охраны и обеспечить
выполнение необходимых для этого противопожарных мероприятий.
При проведении этих работ необходимо выполнять следующие
основные правила безопасности:
1.	Аппаратура для проведения сварочных и паечных работ
должна иметь надежную изоляцию и заземление.
2.	При пайке отводов, шин во избежание воспламенения нало-
женной на них изоляции последнюю необходимо покрывать асбесто-
полотиом или асбестовым шнуром на длине 100 мм толщиной не
менее 30 мм. Для стекания расплавленного припоя необходимо
установить защитный короб из картона и асбестового листа, кото-
рый нужно поддерживать во влажном состоянии.
3.	Не допускается во избежание ожогов парами воды произво-
дить охлаждение деталей при пайке прямым смачиванием водой.
4.	При производстве сварочных работ на трансформаторе с мас-
лом необходимо, чтобы уровень масла в трансформаторе был выше
места сварки на 200—250 мм. При сварке для уменьшения или
устранения течи масла допускается создавать разрежение в надмас-
ляном пространстве трансформатора. Не допускается производить
сварку на трансформаторе без масла.
5.	Запрещается производить сварочные работы на активной
части трансформатора и на расстоянии менее 5 м от разгерметизи-
рованного трансформатора.
6.	Сварочные работы на частях и узлах, в которых ранее было
масло (расширителе, выхлопной трубе, термосифонном фильтре),
необходимо производить при усиленной циркуляции воздуха через
их виутреииие полости. Перед сваркой промасленные поверхности
необходимо насухо вытереть.
7.	При выполнении сварочных работ на высоте с лесов и тех-
нологических площадок необходимо принять меры против загорания
настилов и падения расплавленного металла иа находящихся внизу
людей.
8.	При производстве газосварочных работ запрещается разво-
дить открытый огонь в пределах 10 де от кислородных 5S ацетиле-
новых баллонов; необходимо принять меры, исключающие контакт
кислорода с маслом.
9.	При пайке одного отвода на трансформаторе остальные от-
воды должны быть изолированы во избежание поражения рабочих
наведенным в них электрическим током.
10.	Сварочные и паечные работы необходимо выполнять в спе-
циальной одежде (спецодежда, рукавицы, защитные очки).
16.4.	ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ
МЕРОПРИЯТИЯ ПРИ СУШКЕ, ПОДСУШКЕ И НАГРЕВЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Работы по сушке, подсушке и нагреву трансформаторов свя-
заны с созданием и поддержанием в течение длительного времени
высокой температуры значительных масс трансформатора и масла.
При этом в работе может находиться оборудование одновременно
несколько видов: для нагрева трансформатора (электрические печи,
выпрямительные установки, маслоподогреватели, индукционная об-
мотка) и термовакуумной обработки изоляции и масла (дегаза-
ционные и цеолитовые установки, центрифуга, фильтр-пресс, ва-
куум-насос и др.). Наибольшую опасность эти работы представляют
в пожарном отношении. Пожар, возникающий при выполнении этих
работ, приносит огромный материальный ущерб и ведет к тяжелым
несчастным случаям.
Для обеспечения безопасности при сушке, подсушке и нагреве
трансформаторов необходимо выполнять следующие организацион-
но-технические мероприятия:
1.	Оборудовать место проведения этих работ противопожарным
инвентарем, средствами пожаротушения и телефонной связью. Ко-
личество и вид противопожарного инвентаря определяются в зави-
симости от местных условий с учетом массы масла и трансформа-
тора, количества и типа работающего оборудования.
2.	Освободить место проведения работ от постороннего обору-
дования, очистить от грязи, вывесить предупреждающие плакаты,
сделать ограждения.
3.	Получить письменное разрешение местной пожарной охраны
на проведение работ.
4.	Организовать круглосуточное дежурство монтажного персо-
нала и постоянный противопожарный пост. В смене должно быть
не менее двух электромонтеров, один из них должен быть ответст-
венным дежурным. На время проведения сушки мощных трансфор-
маторов рекомендуется организовать дежурство специализированной
пожарной команды.
5.	Разработать письменную инструкцию для дежурного персо-
нала по проведению работ, соблюдению правил безопасности и дей-
ствиям при возникновении опасности. Оформить журнал проведения
работ, в котором дежурный персонал должен отмечать имевшие
место недостатки в работе и расписываться о принятии и сдаче
смены.
6.	Провести производственный инструктаж с дежурным персо-
налом'по обеспечению безопасности.
7.	Термопары и термосопротивления следует располагать на
активной части таким образом, чтобы была исключена возможность
электрического пробоя на них токоведущих частей; измерение tg б
изоляции производить при напряжении не более 380 В.
8.	При выполнении индукционной обмотки необходимо, чтобы
сечение провода соответствовало току по допустимой плотности.
В качестве теплоизолирующих материалов необходимо применять
нагревостойкие материалы. Применение легковоспламеняющихся
материалов воспрещается. Деревянные стойки для индукционной
обмотки во избежание их воспламенения должны быть покрыты со-
ставом, состоящим из смеси жидкого стекла с мелом и тальком.
9.	При выполнении индукционной обмотки неизолированным
проводом необходимо во избежание замыкания не допускать их про-
висания при нагреве. Для этого необходимо деревянные стойки ста-
вить не реже чем через 500 мм, а провода между стойками связы-
вать по высоте между собой шнуром, пропитанным каолином
(белой глиной). Гвозди для крепления индукционной обмотки сле-
дует забивать в рейку до половины ее толщины так, чтобы они не
касались бака трансформатора.
10.	Применяемые для нагрева дна бака трансформатора элек-
трические печи и воздуходувки должны иметь приспособление, не
пропускающее искр. Температура нагревательного элемента электри-
ческих печей должна быть не более 120°С. Запрещается применение
электрических печей и воздуходувок с открытыми нагревательными
элементами
11.	В процессе работы необходимо следить за отсутствием течи
масла из бака трансформатора, за нагревом электрических контак-
тов и проводов, за соблюдением температурного режима нагрева
трансформатора. Ежедневно необходимо производить уборку места
проведения работ.
12.	Место проведения работ должно быть ограждено. Прово-
дить огнеопасные и другие не связанные с выполнением технологи-
ческого процесса работы, а также хранить легковоспламеняющиеся
материалы на огражденной территории не допускается.
16.5.	ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИ ИСПЫТАНИЯХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И КОМПЛЕКТУЮЩИХ
УЗЛОВ
Проведение испытаний связано с подачей как низкого (ниже
1000 В), так и высокого (свыше 1000 В) напряжения, что опреде-
ляет особые требования к обеспечению безопасности работ. Испы-
тания должны производиться в соответствии с инструкциями «Пра-
вила технической эксплуатации электроустановок потребителей и
правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей», «Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок станций и подстанций», а также правилами тех-
ники безопасности, действующими на объекте.
Испытания обычно проводят пусконаладочные организации или
электролабораторни эксплуатации. Персонал, выполняющий работы
по испытаниям трансформатора, должен быть годен по состоянию
здоровья для работы в действующих электроустановках, знать
правила по технике безопасности, иметь квалификационную группу
н именное удостоверение по технике безопасности.
Руководитель бригады наладчиков обязан пройти общий инст-
руктаж со стороны ответственного представителя эксплуатации,
а затем провести вводный инструктаж для всего персонала брига-
ды ц индивидуальный производственный инструктаж на рабочем
места. Проведение инструктажа оформляется в журнале.
Для производства работ применяют передвижные специально
оборудованные испытательные установки (электролаборатории) или
временные испытательные установки, собираемые на месте для про-
ведения каждого испытания. Передвижные испытательные установ-
ки оборудуют постоянными ограждениями, сигнализацией, блокиров-
кой и другими приспособлениями, обеспечивающими производство
работ в соответствии с правилами техники безопасности. При про-
изводстве испытаний с помощью временных испытательных устано-
вок, собираемых на месте, особое внимание необходимо уделять
подготовке рабочего места. При испытаниях должны применяться
только исправное оборудование и приборы.
Большое значение в обеспечении безопасности работ при испы-
таниях трансформаторов имеет четкая организация проведения
испытаний. Допуск людей к месту проведения испытания должен
быть ограничен, посторонние люди должны быть выведены из опас-
ной зоны. Должны быть установлены четкие взаимодействия с мон-
тажной и эксплуатационной организациями. С монтажной органи-
зацией согласовываются вопросы совмещения работ по монтажу и
испытаниям на объекте и вывода'людей из опасной зоны. Испыта-
ние трансформатора и комплектующих узлов выполняют только
с разрешения производителя работ монтажной организации.
С эксплуатационной организацией согласовывается порядок по-
дачи напряжения от находящихся в ее распоряжении источников
и график дежурства персонала в период испытаний. Эксплуатацион-
ная организация должна установить наблюдение за соблюдением
наладчиками правил по технике безопасности, проверять соответст-
вие квалификации наладчиков характеру выполняемых ими работ.
При испытаниях необходимо соблюдать строгие правила рабо-
ты с испытываемым оборудованием. Перед испытанием необходимо
тщательно изучить конструктивные особенности и требования к со-
стоянию испытываемого оборудования, произвести внешний осмотр
на отсутствие видимых повреждений. Не допускается производить
испытания, оборудования при наличии видимых дефектов и неудов-
летворительных результатах предыдущих испытаний.
ГЛАВА СЕМНАДЦАТАЯ
НЕИСПРАВНОСТИ, ВОЗНИКАЮЩИЕ В ПРОЦЕССЕ
МОНТАЖА ТРАНСФОРМАТОРОВ, И СПОСОБЫ
ИХ УСТРАНЕНИЯ
17.1.	УСТРАНЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ НА АКТИВНОЙ ЧАСТИ
ТРАНСФОРМАТОРА
К числу неисправностей, возникающих на активной части в про-
цессе транспортировки и монтажа трансформаторов, относятся на-
рушения изоляции отводов, повреждения изоляционных деталей,
повреждения и обрыв токоведущих проводников. Такне неисправ-
ности устраняют, как правило, силами монтажного и эксплуатацион-
ного персонала без привлечения специализированных ремонтных
организаций,
Йосстановлёнйё поврежденной изоляций отводов
Отводы трансформаторов изолированы кабельной или крепй-
рованной бумагой, которая в виде ленты накладывается в'несколько
слоев на токоведущий медный или алюминиевый проводник. Отводы
сложной конфигурации изолируют лентой из лакоткани. В качестве
отводов применяют также однофазный изолированный кабель типа
БОТВ, изоляцией в котором служит кабельная бумага, закрытая
снаружи хлопчатобумажной оплеткой.
Наиболее типичными повреждениями изоляции отводов являются
изломы изоляции, возникающие вследствие резкого перегиба отвода,
распушивание изоляционных слоев, обрыв изолирующих лент. Для
восстановления поврежденной изоляции с обоих концов от места
повреждения срезают изоляцию отвода на конус. Длина конуса
среза изоляции должна быть не менее 10-кратной толщины изоляции
отвода. Вместо срезанной изоляции на отвод накладывают новую
изоляцию полосами из лакоткани.
Для масляных трансформаторов рекомендуется применять лако-
ткань марки ЛХММ-105 (лакоткань хлопчатобумажная, на масляной
основе, маслостойкая), для сухих- трансформаторов — марок
ЛШЛС-105, ЛШМ-105 и др.
Для изолировки отводов масляных трансформаторов можно при-
менять также кабельную или крепированную бумагу, однако в этом
случае обеспечить требуемую плотность намотки изоляции значи-
тельно труднее. Перед применением лакоткань необходимо разрезать
на полосы шириной 30 мм под углом 45° к нитям основы. Крепи-
рованная бумага должна быть порезана на полосы шириной 30 мм
поперек крепа, а кабельная — на полосы шириной 20—30 мм.
Для изоляции применяют предварительно просушенную лако-
ткань или бумагу. Для этого подготовленные полосы из лакоткани
и бумаги должны быть высушены при температуре 80—90°С в те-
чение не менее 10 ч. Намотку изоляции производят вполуперекрыш-
ку в одну полосу. При намотке нельзя допускать образования про-
светов и пустот, особенно на изгибах и переходах.
При толщине накладываемой изоляции более 2 мм изолировку
отводов кабельной бумагой можно производить в две полосы. Тол-
щина накладываемой изоляции должна соответствовать указанным
в чертеже трансформатора значениям. При изолировке отводов не-
обходимо контролировать плотность намотки (визуально и на ощупь)
и толщину слоя намотки (штангенциркулем). Намотанные участки
бандажируют одним слоем просушенной тафтяной ленты вполуле-
рекрышку.
Особое внимание следует уделять устранению неисправностей
изоляции обмоток трансформатора. Повреждение изоляции обмоток
в большинстве случаев требует проведения разработки активной ча-
сти для замены изоляции. Однако некоторые неисправности (напри-
мер, повреждение изоляции наружных витков внешней обмотки, по-
вреждение дистанцирующих прокладок и др.) могут быть устранены
опытным специалистом-обмоточником без разборки активной части.
6)	Восстановление изоляционных деталей активной части
При устранении неисправностей, связанных с повреждением
крепления отводов трансформатора, необходимо руководствоваться
следующим:
1.	Не следует допускать изменения конструкции и схемы креп-
ления отводов трансформатора, так как это потребует решения
сложных вопросов по обеспечению механической прочности и изо-
ляции отводов. Поврежденные детали крепления несложной кон-
струкции можно изготовить на месте. Изоляционные детали креп-
ления отводов изготовляют из дерева (бука), бакелита и текстоли-
та. Изготовленные детали перед установкой должны быть высушены
при температуре 95—100°С в течение 48 ч и пропитаны маслом.
2.	В местах крепления на отвод необходимо устанавливать бан-
даж из электроизоляционного картона толщиной 0,5—1 мм для
изолированного отвода и 2—2,5 мм для неизолированного отвода.
3.	Затяжка крепежа должна обеспечивать плотное без люфтов
зажатие отвода в креплениях н исключать повреждение отвода и
крепления.
4.	Все резьбовые соединения элементов крепления должны сто-
пориться от самоотвинчивания.
При применении стального крепежа стопорение осуществляют
контргайкой либо кернением резьбы в трех точках. В случае,- при-
менения стальных болтов с глухим резьбовым соединением стопоре-
ние осуществляют замковой пластиной или замковой шайбой. Изо-
ляционный крепеж стопорят контргайкой либо бандажом из хлоп-
чатобумажной ленты. Концы бандажа должны быть обрезаны до
длины 5—10 мм. Свободные концы шпилек из изоляционного ма-
териала не должны выступать более чем на 10 мм. При необходи-
мости их обрезают.
В мощных трансформаторах напряжением 110 кВ и выше, обо-
рудованных системой охлаждения с принудительной циркуляцией
масла, не рекомендуется производить стопорение резьбовых соеди-
нений бандажами из хлопчатобумажной ленты.
Легкоповреждаемые при неправильном обращении бакелитовые
цилиндры высоковольтных вводов, как правило, ремонту не подле-
жат и в случае их повреждения должны быть заменены новыми.
Однако незначительные сколы и трещины в цилиндре в месте его
крепления к фланцу трансформатора тока могут быть устранены
путем стяжки металлическими пластинами. При этом в местах на-
чала и окончания трещин следует просверлить отверстия, во избе-
жание распространения трещин места расслоения необходимо сре-
зать и торцы покрыть бакелитовым лаком.
Если в процессе монтажа трансформатора бакелитовые цилинд-
ры находились на воздухе более 48 ч, то перед установкой их не-
обходимо очистить от возможных загрязнений и высушить при тем-
пературе 95—100°С в течение 24 ч. При более значительных увлаж-
нениях бакелитовые цилиндры следует сушить при температуре
95—100°С в течение 120 ч без вакуума или в течение 60 ч при
остаточном давлении в сушильном пространстве 650—1300 Па. Тем-
пературу на цилиндрах в процессе их сушки необходимо поднимать
плавно во избежание коробления бакелита.
При повреждении изолирующих прокладок или изоляции рас-
порных винтов активной части их необходимо заменить новыми,
сделанными из электрокартона соответствующей толщины. Проклад-
ки должны быть надежно закреплены, а изоляция прибандажирова-
на к распорному винту во избежание ее выпадения при работе
трансформатора. Изоляцию можно устанавливать поверх повреж-
денной изоляции, если последнюю невозможно удалить.
Аналогично устраняют неисправности, связанные с поврежде-
нием изоляции прессующих винтов обмоток и деталей, изоляции
шпилек полубандажей ярм магнитопровода. Детали изоляции шпи-
лек изготовляют из текстолита или бакелита. При замене изоляцион-
ных деталей ярм магнитопровода необходимо принимать специаль-
ные меры, обеспечивающие сохранность его запрессовки.
в)	Пайка медных отводов
В ряде случаев в процессе монтажа возникает необходимость
перепайки медных отводов, вследствие частичного или полного об-
рыва гибкого отвода, удлинения или укорочения гибкого кабеля от-
вода, проходящего через высоковольтный ввод, перепайки наконеч-
ника и т. д. Основные соединения в отводах осуществляются при
помощи пайки припоем МФ (припой меднофосфористый, ГОСТ
4515-75). Припайку наконечников вводов к концам гибких отводов,
стыковку гибких отводов при помощи гильз производят припоем
ПОС-ЗО или ПОС-61 (припой оловянно-свинцовый, ГОСТ 21931-76).
В некоторых ответственных случаях, где требуется особое качество
пайки, при небольших размерах соединяемых проводников приме-
няют припой ПСр-15 (припой серебряный, ГОСТ 19746-74). Пайку
ЗВОВ
Рис. 17.1. Устройство паечных клещей.
1 — детали, подлежащие пайке; 2 — угольный электрод; 3 — ось; 4 — пружи-
на; ПТр — паечный трансформатор; РП — реле промежуточное; К — ножная
кнопка управления; Тр — трансформатор; Пр — предохранитель; ПМ — пуско-
вое реле.
припоями МФ и ПСр осуществляют, как правило, при помощи
паечных клещей, устройство которых показано на рис. 17.1.
С изолированного отвода на расстоянии не менее 150 мм от
места пайки срезают изоляцию на конус. Подлежащие пайке места
отводов должны быть очищены от грязи, краски, окалины, пленок
окиси и изоляции. Очистку производят напильником, стальной щет-
кой, шлифовальной шкуркой, шабером. Места пайки гибких прово-
дов бандажируют собственным проводом и сплющивают до толщи-
ны, равной 60—70% их диаметра.
Контактные поверхности угольных электродов паечных клещей
Должны быть ровными и взаимно параллельными. При необходимо-
сти их нужно выровнять (зачистить) напильником.
Подготовленные для пайки концы отводов сочленяют и зажи-
мают между угольными электродами. При этом контактная поверх-
ность соединяемых отводов должна быть не менее сечения отвода,
а усилие сжатия должно обеспечивать равномерный контакт между
угольными электродами по всей площади пайки, чтобы исключить
подгорание отводов.
Отвод вблизи места пайки обкладывают увлажненным асбестом
Для предотвращения загорания близлежащих к месту пайки участ-
ков промасленной изоляции отводов. В процессе пайки необходимо
следить, чтобы асбест постоянно находился в увлажненном со-
стоянии.
После достаточного разогрева места пайки в зазор соединения
вводится припой. Вначале припой вводят с одной стороны соедине-
ния до появления его с противоположной стороны, а затем — по
всему периметру соединения. Такая последовательность пайки обес-
печивает нормальное удаление газов из зазора, способствует полу-
чению большой площади припоя, предупреждает .появление газовых
пор в месте ‘пайки.
Ниже приведены рекомендуемые значения тока на электродах
паечных клещей и необходимой мощности паечного трансформатора
в зависимости от объема узла пайки:
Объем узла, см3 .	.	. До 20
Ток на электродах, кА . 2—3
Мощность паечного транс-
форматора, кВ-А	.	. 20—40
20—40	40—80	80—120
3—4	4—8	8
30—50	40—75	75—100
После введения припоя отключают нагрев и оставляют электро-
ды клешей в сжатом состоянии до образования затвердевшей плен-
ки припоя темно-серого цвета по всему периметру соединения. После
остывания сочленяемые места отводов освобождают от клещей и
проверяют качество пайки. В месте пайки отводов не должно быть:
трещин в шве или основном металле; непропаянных участков по
линиям сопряжения в виде щелей; наплывов припоя, выступающих
над поверхностью шва более чем на 2 мм; пор и шлаковых вклю-
чений, если они имеют характер скоплений или цепочек с суммарной
протяженностью более 10% длины шва. Дефекты в паяных швах
устраняют путем зачистки с последующей пайкой. Места пайки изо-
лируют лакотканью, как описано выше.
При пайке отводов высоковольтных обмоток, имеющих большие
сечения, гибкий кабель разделяют на несколько частей. Места паек
во избежание значительного утолщения отвода разносят по длине
отвода.
Припайку наконечников вводов к гибким отводам оловянно-
свипцовым припоем осуществляют следующим образом. Подлежащие
пайке концы провода и поверхности гнезд наконечника необходимо
зачистить от окислов и заусенцев шлифовальной шкуркой, стальной
щеткой или напильником и продуть сжатым сухим воздухом с целью
удаления абразивной пыли.
Места пайки на проводе и наконечнике обезжиривают бензи-
ном. Если диаметр провода отвода равен или больше диаметра
гнезда в наконечнике, провод расщепляют на стренги, которые при-
паивают' в разных гнездах наконечника. На конце, провода или
стренги на расстоянии 100—150 мм от наконечника ставят бандаж
из медной проволоки. Места пайки провода с наконечником следует
обработать спирто-канифольным раствором (одна часть канифоли и
десять частей спирта) либо паяльной пастой, а затем пролудить.
Для лужения поверхности гнезд наконечника наконечник необходи-
мо нагреть до температуры плавления припоя (300—350°С), а затем
нанести тонкий ровный слой полуды палочкой припоя. Лужение
концов провода производят в ванне с расплавленным припоем.
Концы провода плотно устанавливают в гнезда, наконечника.
Наконечник нагревают при помощи паечных клещей или другим
способом до температуры плавления припоя. Поддерживая достиг-
jjytyto температуру, в место пайки Постепенно ВводЯт припой До
полного заполнения зазоров и плавного обтекания спаиваемой по-
верхности. Отключают нагрев и охлаждают спаянные соединения
до полного затвердевания припоя. Качество пайки проверяют внеш-
ним осмотром. По всему периметру соединения должно быть уси-
ление в виде паечного шва. Припой должен плавно обтекать бо-
ковые поверхности спаиваемых деталей. В паечном шве не должно
быть пор, трещин, наплывов и непропаев. Обнаруженные при конт-
Рис. 17.2. Удлинение и укорочение отводов высоковольтных обмоток
с помощью промежуточной гильзы.
а —гильза из цельного материала; б — гильза из полого материала; 1 — ет-
вод; 2 — промежуточная гильза; 3 — отверстие для введения припоя.
роле дефекты пайки должны быть устранены. В табл. 17.1 приведе-
ны некоторые причины, вызывающие дефекты в паечных соедине-
ниях, и способы их устранения.
Таблица 17.1
Причины, вызывающие дефекты пайки, и способы устранения
дефектов
(’ Дефекты пайки	Причины, вызывающие дефекты	Способы устранения дефектов
Припой плохо смачивает по- верхности и	На спаиваемых поверх- ностях имеются грязь, окислы	Очистить поверхности
не заполняет	Недостаточный нагрев	Увеличить нагрев дета-
пор	спаиваемых поверхно- стей Флюс плохо очищает по- верхность от окйслов ввиду, уменьшения его активности Большой зазор между спаиваемыми поверхно- стями	лей Заменить флюс новым Уменьшить зазор до 0,1—0,2 мм
Стык заполнен	Большой зазор. Сдвиг	Распаять,	зачистить
припоем, но в	деталей во время затвер-	спаиваемые поверхности,
. шве имеются трещины*	девания припоя	уменьшить зазор до 0,1—0,2 мм. Повторно запаять
Наплывы припоя	Чрезмерный и неравно-	Перепаять,	обеспечив
на внешней стороне	мерный нагрев деталей	нужный и равномерный нагрев
При соединении отводов пайкой оловянно-свинцовым припоем
применяют соединительные медные гильзы (рис. 17.2,а, б). Гильзы
либо изготавливают из цельного металла, либо используют отрезок
медной трубы соответствующего диаметра. Сечение гильзы должно
быть не менее сечения спаиваемого отвода, заход отвода в гильзу
должен составлять не менее двух диаметров. Для облегчения пайки
в теле трубчатой гильзы просверливают несколько вспомогательных
отверстий. Пайку соединительных наконечников производят ана-
логично пайке наконечников вводов.
Пайка отводов на промасленной активной части весьма пожаро-
опасна. Чтобы обеспечить безопасность работ, место пайки отводов
при возможности надо выносить из бака трансформатора. Если
это сделать невозможно, необходимо вынуть активную часть или
снять колокол бака. Перед выполнением работ должны быть вы-
полнены меры по обеспечению противопожарной безопасности.
17.2.	УСТРАНЕНИЕ НЕПЛОТНОСТЕЙ БАКА ТРАНСФОРМАТОРА
И КОМПЛЕКТУЮЩИХ УЗЛОВ
Возникающая в результате неплотностей течь масла из транс-
форматора может привести к значительным затруднениям в процес-
се обслуживания трансформатора.
Прежде чем приступить к устранению неплотностей, необходи-
мо точно определить причину и место появления течи масла. При
этом следует учитывать, что трансформаторное масло обладает
высокой проникающей способностью и, образуя пятна и подтеки на
металлических поверхностях, практически не высыхает, поэтому
даже .при весьма слабой течи (отпотевании) масло, растекаясь,
с течением времени образует обширные замасленные поверхности,
которые, загрязняясь пылью и осадками, ухудшают условия работы
комплектующих узлов и эстетический вид трансформатора.
Для определения места течи загрязненные поверхности транс-
форматора необходимо очистить от следов масла ацетоном или бен-
зином и установить тщательное наблюдение за возможными места-
ми течи, в первую очередь за сальниковыми уплотнениями запорной
арматуры, уплотнениями разъемов, сварными швами.
Течь в сальниках устраняется путем подтяжки сальниковых
уплотнений либо замены сальников с очисткой сальниковых гнезд.
При течи .по уплотнениям разъемов следует осторожно и равно-
мерно подтянуть болты разъема, дополнительно сжав резиновую
прокладку. Подтяжку надо производить осторожно, чтобы не допу-
стить пережимания и разрушения резиновой прокладки, что может
вызвать значительные течь и понижение уровня масла в транс-
форматоре.
Течи в сварных швах и трещинах бака трансформатора устра-
няют электродуговой сваркой. Ток при сварке выбирают в зависи-
мости от толщины свариваемого металла от 100 до 180 А. При
устранении течи через имеющиеся на баке участки из маломагнит-
ной стали рекомендуется применять электроды типа ЭА-2 по ГОСТ
10052-75 либо другие типы электродов, .применяемых для сварки
нержавеющих сталей.
Во избежание воспламенения промасленной изоляции перед про-
ведением сварочных работ трансформатор необходимо заполнить
маслом таким образом, чтобы место сварки было ниже уровня
масла в трансформаторе не менее чем на 50 мм. Для того чтобы
йсключить поступление масла через имеющиеся неплотности, во врё-
мя сварки необходимо герметизировать трансформатор от окружаю-
щей среды и создать в нем небольшое разрежение до прекращения
течи масла.
Если комплектующие узлы и детали на баке не установлены,
следует при помощи вакуум-насоса отвакуумировать надмасляное
пространство до остаточного давления 30—50 кПа. Сварку следует
начинать не ранее чем через 1—1,5 ч после вакуумирования, чтобы
масло ушло из пор неплотности. Перед сваркой место течи должно
быть обезжирено бензином или другим растворителем.
Если трансформатор полностью собран, перед сваркой мест
утечки на баке следует перекрыть кран на расширителе, отсоеди-
нить выхлопную трубу и, перелив часть масла в расширитель, от-
вакуумировать надмасляное пространство. Необходимый вакуум
в баке трансформатора можно создать и без вакуум-насоса, пере-
крыв кран трубопровода перед расширителем и перекачав шестерен-
чатым насосом масло из бака в расширитель. При этом выхлопная
труба и другие узлы трансформатора, не выдерживающие вакуума,
должны быть отсоединены. При вакуумировании бака трансфор-
матора необходимо принять меры по выравниванию давления в ба-
ках трансформатора, регулятора и контактора (если трансформатор
с устройством РПН) во избежание поломки бакелитовых цилиндров
устройств РПН, переходных плит и других деталей. Смотровые стек-
ла и предохранительные диафрагмы регуляторов должны быть сня-
ты, на их место установлены заглушки.
Неплотности во фланцах высоковольтных вводов, корпусе кон-
тактора устройства РПН и других узлах, изготовленных из сплава
алюминия (силумина), устраняют аргонио-дуговой или электродуго-
вой сваркой. Перед сваркой место течи необходимо тщательно
обезжирить и удалить с его поверхности пленку окиси алюминия.
Обезжиривание и удаление загрязнений с поверхности металла
производят с помощью бензина, ацетона и других растворителей.
Окисную пленку удаляют путем механической зачистки или хими-
ческого травления.
Для ручной аргонно-дуговой сварки сплавов алюминия исполь-
зуют присадочную алюминиевую проволоку с применением вольфра-
мового электрода. Рекомендуемые режимы аргонно-дуговой сварки
сплавов алюминия приведены в табл. 17.2.
Таблица 17.2
Режимы ручной аргонно-дуговой сварки вольфрамовым
электродом алюминия и его сплавов
Толщина металла, мм	Ток, А	Диаметр проволоки, мм	Диаметр вольфрамового электрода, мм	Расход аргона, л/мин
1—2	70—100	2	2	6—8
3	90—120	2—3	2	6—8
4	100—140	3	2	8—10
5	130—150	4	2	8—10
6	140—170	4	3	10—12
8	160—200	5	3—4	10—12
10	180—220	5—6	4	12—14
Ручную электродуговую сварку выполняют угольными или ме- таллическими электродами. Сварку угольным электродом производят на постоянном токе прямой полярности (минус на электроде). При •сварке силумина в качестве присадочного материала применяют			
силуминовые прутки. Рекомендуемые режимы электродом приведены в табл. 17.3. Режимы ручной электродуговой сварки сплаво! угольным электродом			сварки угольным Таблица 17.3 алюминия
Толщина металла.	Диаметр присадоч-	Диаметр угольного	
мм	ной проволоки, мм	электрода, мм	
2—5	1—6	8	120—200
5—10	5—7	10	200—280
10—15	7—10	12	280—350
15 и более	10—12	15	350—450
При ручной электродуговой сварке металлическим электродом
применяют металлические электроды, стержни которых изготавляют
из сварочной проволоки (ГОСТ 7871-75). Сварку производят на
постоянном токе обратной последовательности. Рекомендуемые ре-
жимы сварки приведены >в табл. 17.4.
Таблица 17.4
Режимы ручной электродуговой сварки сплавов алюминия
металлическими электродами
Толщина металла, мм	Диаметр электрода, мм	Ток, А
1—3	3	80—180
3—5	4	150—180
5—8	5	250—320
8—10	6	300—350
10—15	8	350—400
Свыше 15	10	400—450
Электродуговую сварку сплавов алюминия производят под
флюсом.
Для устранения течи масла через раковины и поры в изделиях
из стали, чугуна и алюминия применяют различные замазки, приго-
товленные на основе эпоксидных смол. В качестве основного ком-
понента замазки применяют эпоксидные смолы марок ЭД-5 и ЭД-6.
Кроме смолы замазка содержит отвердитель, пластификатор и на-
полнитель. В качестве отвердителя применяется полиэтилен-поли-
амин (ГОСТ 10337-63). Пластификатором служит дибутилфталат
(ГОСТ 8728-77). Пластификатор снижает вязкость эпоксидных смол,
повышает ударную прочность замазки. В качестве наполнителя при-
меняют железный порошок (ГОСТ 9849-74), металлическую струж-
ку, графит (ГОСТ 5420-74), алюминиевую пудру (ГОСТ 5494-71)
и" др. Одним из лучших наполнителей является металлический поро-
шок того металла, из которого изготовлена деталь. Наполнители
предназначены для улучшения физико-механических свойств замаз-
ки. От наполнителя зависят температурный коэффициент линейного
расширения, нагревостойкость, вязкость н пластичность замазки.
Приготовленная замазка должна иметь следующий состав (со-
держание — в массовых частях):
Эпоксидная смола ...................................... 100
Пластификатор...........................................20
Наполнитель:
для больших раковин.................................100
для мелких раковин..................................25—50
Отвердитель.............................................10
Эпоксидная смола разбавляется ацетоном (ГОСТ 2603-79) или
растворителем Р-4 (ГОСТ 7827-74) до консистенции жидкой смета-
ны. Масса ацетона или растворителя в растворе не должна быть
'больше 30% массы смолы. В нагретый до 50—60°С раствор вводят
пластификатор и тщательно перемешивают. Затем добавляют пред-
варительно промытый в бензине и высушенный наполнитель (метал-
лический порошок). При приготовлении замазки для устранения
течи в алюминиевых изделиях в состав наполнителя добавляют
0,1—0,3% алюминиевой пудры. Перед применением в смесь вводят
отвердитель и тщательно перемешивают. После введения отвердите-
ля необходимо принять меры по быстрейшему использованию за-
мазки, так как ее жизнеспособность не превышает 30—45 мин.
 Поверхность места течн должна быть очищена от грязи, крас-
ки, ржавчины и обезжирена. Подготовленное для наложения замаз-
ки место рекомендуется разогреть с помощью рефлектора или дру-
гого безопасного прибора до температуры 50—60°С. Замазку нано-
сят на поверхность изделия кистью или тампоном, при этом замазку
необходимо втирать в поры металла. После нанесения замазки из-
делие выдерживают при температуре не менее 20°С до полного от-
вердевания замазки. Если замазка наносилась на нагретую поверх-
ность с температурой 50—60°С, время отвердевания замазки со-
ставляет примерна 24 ч, при более низкой температуре время от-
вердевания замазки удлиняется. Отвердевание замазки можно уско-
рить путем прогревания места ее наложения до температуры
60—80°С с выдержкой при этой температуре в течение не менее 1 ч.
Прогревание следует начинать не раньше чем через 2—3 ч после
нанесения замазки.
Для повышения эффективности данного способа рекомендуется,
где это возможно, замазку наносить не на наружные, а на внут-
ренние поверхности исправляемого металла (со стороны масла),
что облегчает условия работы замазки при воздействии на нее дав-
ления масла.
Течь масла через охлаждающие трубки охладителей системы
охлаждения типа ДЦ устраняют путем глушения поврежденной
трубки с обоих конпов со стороны трубных стенок. Допускается
заглушать не более 1,5% трубок общего их количества в масло-
охладителе, причем в каждом ходе не должно быть больше одной
заглушенной трубки. Заглушенную трубку необходимо с одного
конца освободить от трубной стенки (подрезать), а затем заглу-
шить отверстия в трубных стенках сваркой. Отверстия в трубных
стейках можно также заглушить при помощи резиновых шайб,
уплотняемых пропущенной через трубку шпилькой
В маслоохладителях системы охлаждения типа Ц поврежден-
ные трубки заглушают конусными пробками из мягкой латуни илн-
титана в зависимости от материала, из которого изготовлены
трубки.
17.3.	УСТРАНЕНИЕ НЕКОТОРЫХ НЕИСПРАВНОСТЕЙ
КОМПЛЕКТУЮЩИХ УЗЛОВ ТРАНСФОРМАТОРА
а] Повреждение фарфоровых покрышек вводов
Фарфоровые покрышки вводов, имеющие сколы ребер общей
площадью не более 0,05—0,075% общей поверхности фарфора, мо-
гут быть временно установлены на трансформатор. При этом по
вертикальной прямой покрышки не должно быть более двух сколов.
Место (повреждения очищают от загрязнений, обезжиривают ацето-
ном и покрывают эпоксидными лаками. Вместо лака допускается
применять клей БФ-4 (спиртовой раствор фенолформальдегидной и
поливинилбутиральной смол). На поврежденную поверхность кистью
наносят не менее трех слоев лака или клея, тщательно просушивая
каждый нанесенный слой.
Аналогично устраняют повреждения глазури фарфоровых по-
крышек. При обнаружении сквозных трещин в фарфоровой покрыш-
ке ввод необходимо заменить.
б) Устранение вибраций вентиляторов системы охлаждения типа Д
Вибрации вентиляторов устраняют путем усиления жесткости
их крепления и балансировки крыльчаток. Проверку и балансировку
крыльчаток осуществляют следующим образом (рис. 17.3). Крыль-
чатку закрепляют на валу электродвигателя специальной гайкой,
с торца которой ввинчивают хвостовик со стрелкой. Хвостовик
устанавливают так, чтобы указатель стрелки был направлен вдоль
Рис. 17.3. Балансировка вентиляторов системы охлаждения типа Д.
/ — кронштейн; 2 — установочный винт; 3 — контргайка; 4 — специальная гай-
ка; 5 —хвостовик со стрелкой; 6 — фиксирующий виит; 7 — крыльчатка; 8-т-
швеллер подвески вентиляторов.
одной из лопастей крыльчатки, и иксируют его винтом. К швел-
леру подвески вентиляторов крепят кронштейн с винтом для ре-
гулировки зазора. Между острием стрелки хвостовика и центром
торца регулировочного виита устанавливают зазор 0,1 мм. Вклю-
чают электродвигатель и проверяют на слух отсутствие касания
(чиркания) стрелки о винт. При отсутствии касания таким же об-
разом проверяют балансировку остальных лопастей.
Если стрелка касается винта, необходимо иа противоположную
от стрелки лопасть крыльчатки наклеить кусочек пластилина. Массу
пластилина необходимо подобрать таким образом, чтобы касание
стрелки о винт прекратилось. После устранения касания, не снимая
пластилин, проверяют балансировку остальных лопастей, в том чис-
ле и той, на которой наклеен пластилин. Отбалансированную крыль-
чатку снимают с вала электродвигателя и вместо пластилина на нее
наплавляют кусочки металла. При этом следует учитывать, что
плотность пластилина равна 1,3 г/см3, а стали — 7,8 г/см3. Излишки
наплавки удаляют напильником.
Необходимая жесткость крепления электровентиляторов обес-
печивается путем затяжки болтов крепления и устранения неровно-
стей опорной площадки (швеллера).
в] Устранение повреждений мягких резервуаров азотной защиты
и гибких оболочек пленочной защиты трансформатора
Обнаруженные нарушающие герметичность повреждения мягких
резервуаров азотной защиты устраняют путем наложения заплат
из однотипного материала (прорезиненной ткани). Заплата должна
перекрывать дефектный участок резервуара не менее чем на 20 мм.
Поверхность дефектного участка и заплаты тщательно очищают
бензином. После просушки на склеиваемые поверхности наносится
два слоя клея. Каждый слой клея (Просушивают до полного уда-
ления растворителя. После сушки заплату наклеивают на дефектный
участок и тщательно прокатывают роликом.
Серьезные повреждения (разрывы) гибких оболочек пленочной
защиты в условиях монтажа ремонту не подлежат. Поврежденную
оболочку необходимо заменить. При монтаже могут быть устранены
незначительные повреждения гибкой оболочки (проколы). Место
прокола уплотняют с помощью двух резиновых прокладок, устанав-
ливаемых с наружной и внутренней сторон поврежденного участка
и стягиваемых специальным болтом с металлической шайбой. Такой
ремонт следует считать временным и при первой возможности обо-
лочку необходимо заменить или отремонтировать в заводских усло-
виях.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ МАСЛЯНЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ МОНТАЖНЫХ РАБОТ
Таблица 1.1
Трансформаторы класса напряжения 6—35 кВ
№ п/п.	Тип трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса,	Общая масса масла, т	Количество масла для доливки, т	Габаритные раамеры. мм		
						Длина ।	Высота	Ширина
1	ТМ-100/6-10	0,66	0,66	0,21	-		1200	1470	800
2	ТМ-160/6-10	0,9	0,9	0,27	—	935	1635	ИЗО
3	ТМ-250/6-10	1,2	1,2	0,32	—	980	1720	1160
4	ТМ-400/6-10	1,55	1,55	0,4			1150	1840	1250
5	ТМ-630/6-10	2,15	2,15	0,52	—	1210	1940	1400
6	ТМВМ-160/6-10	0,94	0,94	0,28	—	1240	1700	1250
7	ТМВМ-250/6-10	1,7	1,7	0,65	—	1350	2180	1600
8	ТМ-1000/10	6,8	6,7	1,5	0,1	2700	2460	1800
9	ТМ-1250/10	7,0	6,9	1,5	0,1	2700	2200	1800
10	ТМ-4000/10	13,5	9,6	4,2	1,9	3900	3873	3630
11	ТМ-6300/10	17,6	12,0	5,15	2,55	4270	3980	3650
12	ТМ-100/20	1,16	1,16	0,45	. —	1330	1870	900
13	ТМ-100/35	1,24	1,24	0,48	—	1330	2200	900
14	ТМ-160/20-35	1,45	1,45	0,5	—	1350	2180	1600
15	ТМ-250/20-35	1,7	1,7	0,65	—	1350	2180	1600
16	ТМ-400/20-35	2,3	2,3	0,85	.—	1530	2222	1670
17	ТМ-630/20-35	3,0	3,0	1,05	—	1713	2373	1824
18	ТМ-1000/35	5,8	5,3	1,93	0,27	2620	3095	1555
19	ТМ-1600/35	6,6	5,4	2,0	0,6	2400	3360	2300
20	ТМ-2500/35	8,7	7,1	2,2	0,69	3125	3457	2400
21	ТМ-4000/35	13,7	9,4	4,2	1,9	3970	3880	3630
П родолжение прилож. 1.1
. № п/п.	Тил трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса, т	Общая масса масла, т	Количество масла для доливки, т	Габаритные размеры, мм		
						Длина	В тс о та	Ширина
22	ТМ-6300/35	19,1	13,4	5,0	2,58	4260	3920	3630
23	ТМН-6300/35	18,33	14,9	5,1	1,56	4100	6218	3650
24	ТД-10 000/35	24,8	19,7	5,2	1,9	2950	4350	3760
25	ТД-16 000/35	27,1	22,8	5,4	2,1	3850	4830	3970
26	ТДНС-10 000/35	28,8	24,5	4,9	2,2	5400	5000	5970
27	ТДНС-16 000/35	40,0	32,0	11,0	3,5	6100	5250	3070
28	ТРДНС-25 000/10	54,2	47,2	14,7	3,5	6220	5340	4300
29	ТРДНС-25 000/35	54,7	47,0	15,3	3,5	6600	5340	4300
30	ТРДНС-32 000/15	57,7	49,0	14,6	3,0	6600	5340	4300
31	ТРДНС-32 000/35	59,0	53,7	15,2	3,0	6600	5340	4300
32	ТРДНС-40 000/35	67,0	55,0	15,3	3,8	6000	5450	4330
33	ТРДНС-63 000/35	90,7	78,0	22,5	5,2	6970	6060	4550
Примечание. Трансформаторы п. 1—22, 24, 25 имеют регулятор типа ПБВ, п. 23, 26—типа РНТ-13, п. 28, 32—типа РНТА-35/1000.
а. 29—31—типа SDV-1-630, п. 33—типа SDV-1-1250.
Таблица 1.2
Трансформаторы класса напряжения ПО—150 кВ
№ п/п.	। Тип трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса.	Общая масса масла, т	Количество масла для доливки, т	Габаритные размеры, мм		
						Длина	Высота	Ширина
1	ТМН-6300/110	38,4	32,0	14,6	3,6	6090	5260	4300
2	ТМТН-6300/110	45,6	38,0	17,0	3,7	6300	5435	4400
3	ТДН-Ю 000/110	43,4	37,0	14,9	3,1	6330	5550	3700
Продолжение прилож. I
Продолжение табл. 1.2
№ п/п.	Тип трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса, т	Общая масса масла, т	Количество масла для доливки, т	Габаритные размеры, мм		
						Длина	Высота	Ширина
4	ТДТН-10 000/110	57,1	50,4	21,4	3,4	7160	6180	3800
5	ТДТН-25 000/110	77,7	66,0	23,6	5,5	7700	6100	4600
6	ТДТНЖ-25 000/110	75,9	66,7	23,0	5,0	7700	6100	4600
7	ТД-40 000/110	70,5	56,8	16,4	7,0	7350	6000	4950
8	ТДТН-40 000/110	100,4	87,0	27,2	5,6	7550	6250	4840
9	ТДТНЖ-40 000/110	100,4	87,0	27,2	5,6	7550	6250	4840
10	ТРДЦН-63 000/110	105,3	92,7	28,5	4,0	8215	6470	4240
11	ТДТН-80 000/110	148,2	121	38,2	5,1	9400	7300	4900
12	ТДЦТН-80 000/110	143,3	121	36,5	8,4	9450	8000	4930
13	ТДЦ-80 000/110	96	84,5	15,0	3,5	6750	6290	4300
14	ТДЦ-125 000/110	128	109	18,7	3,7	7450	7210	5120
15	ТДЦ-200 000/110	187	160	24,3	6,3	8600	6750	4600
16	ТДЦ-250 000/110	205,0	173,0	25,1	7,0	9200	7000	4200
17	ТДЦ-400 000/110	313	270	33,0	10,0	11 600	7140	4600
18	ТРДЦН-125 000/110	158,6	138	32,7	7,1	8400	7600	5100
19	ТДН-16 000/150	52,5	44,7	19	3,27	6900	6550	4500
20	ТДТН-160 000/150	64,8	55,0	20,5	3,47	7900	6030	4480
21	ТДТН-25 000/150	76,5	67,0	23,1	2,5	8000	6420	4660
22	ТРДН-32 000/150	83,0	72,0	25,0	4,8	7600	6680	4590
23	ТДТНЖ-40 000/150.	100,7	88,2	27,1	5,6	8000	6770	4950
24	ТДТН-40 000/150	100,7	88,2	27,1	5,6	8000	6770	4880
25	ТДТН-63 000/150	130,8	109	34,4	7,5	8000	7100	4935
26	ТРДН-63 000/150	103,7 .	86	27,3	5,0	8650	7250	4800
27	ТДЦ-125 000/150	165,4	147,3	34,5	4,5	9580	7300	5300
28	ТДЦ-250 000/150	256,3	190	38,0	4,5	10 300	7600	4100
Uродолжение прилож, I
Продолжение табл, 1,2
№ п/п.	Тип трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса, т	Общая масса масла, т	Количество масла для доливки, т	Габаритные размеры, мм		
						Длина	| Высота	Ширина
29	ТЦ-250 000/150	244,5	190	36,5	5,0	10 300	7600	4100
30	ТДЦ-400 000/150	352	315	45,8	5,4	12 850	7775	6100
Приме ч а н и я: 1. Трансформаторы транспортируют на площадочных железнодорожных транспортерах; трансформаторы п. 17, 30 отправ-
ляют на сочлененных транспортерах.
2.	Трансформатор п. 28 транспортируют без масла.
3.	Трансформаторы п. 15—17, 28 оборудованы групповыми охлаждающими устройствами.
4.	ТрансформаторТь 30 оборудован азотной защитой масла.
5.	Трансформаторы п. 1—6, 8—10, 19—26 имеют регулятор типа РС-4-400, п. 11, 12, 18—типа РС-4-630.
6.	Габаритные размеры приведены без учета размере® выносной системы охлаждения.
Таблица 1.3
Трансформаторы класса напряжения 220—330 кВ
№ п/п.	Тип трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса, т	Общая масса масла, т	Количество масла для доливки, т	Габаритные размеры, мм		
						Длина	Высота	Ширина
1	ТДТН-25 000/220	114,3	95	38,5	6,5	10 200	8050	5220
2	ТДТН-40 000/220	126,5	106	43	9,5	9465	6750	5408
3	АТДЦТН-63 000/220	126	106	46,72	5,0	9700	7280	5200
4	ТДЦТН-63 000/220	151,8	133,5	41,5	7,8	8903	7660	4775
5	ТД-80 000/220	158	132,8	45,7	8,3	8857	7085	5190
6	ТДЦ-125 000/220	169,7	148,4	34,5	6,5	9500	7135	5600
7	ТЦ-125 000/220	168,5	149,3	37,5	4,0	9500	7135	5940
8	АТДЦТН-125 000/220/110	187	161	63,5	5,6	13 100	8050	6000
9	ТРДЦН-160 000/220	236	209	55,1	8,1	12 520	7590	5450
10	АТДЦТН-200 000/220/110	255	230	76	11	13 600	8150	6000
11	ТДЦ-200 000/220	206	177	38	6	12600	7420	6340
Продолжение прилож. 1
ГГродолжение табл. 1.3								
Хе П/п.	Тип трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса,	Общая масса масла, т	Количество масла для доливки, т	Габаритные размеры, мм		
						Длина	| Высота	| Ширина
12	АТДЦТН-250 000/220/110	278	230	84	19	13 750	8090	6000
13	ТДЦ-250 000/220	248	213	44,2	10,8	И 700	8800	5650
14	ТЦ-250 000/220	245,8	213	41,5	8,2	10 100	8800	5070
15	ТДЦ-400 000/220	352	315	45,8	4,4	12 550	7970	4475
16	ТЦ-400 000/220	342	315	40,4	4,4	12 550	7970	4475
17	ТЦ-630 000/220	477	391	58	11,5	13 760	7060	6740
18	ТРДЦН-63 000/330	170	145	51	5	ПОЮ	8830	5676
19	ТДЦ-125 000/330	162	140	31,8	3,8	10 280	7775	5325
20	АТДЦТН-125 000/330/110	240	212	77,5	0,73	12 095	8330	5570
21	АОДЦТН-133 000/330/220	142	119	36	4	9900	8100	5400
22	АТДЦТН-200 000/330/110	306,5	196	82,5	82,5	14 300	9400	6300
23	ТДЦ-200 000/330	213	190	40	4,0	10 425	8050	5200
24	АТДЦТ-240 000/330	219,4	120	59	59	12 440	7952	4500
25	ТДЦ-250 000/330	246,0	217,0	42,29	4,45	И 105	8180	5765
26	ТЦ-250 000/330	265,5	198,3	60	60	10 260	9090	4540
27	АТДЦТГ-250 000/330/150	234	190	53	17	12 900	7720	7100
28	ТЦ-400 000/330	347	264	68	68	11 580	9065	4250
29	ТДЦ-400 000/330	330	289,4	53	12	11 355	9385	4900
30	ТЦ-630 000/330	450	365	85	15	14710	9085	5200
31	ТЦ-1000 000/330	558	400	НО	20	14710	9285	5200
Примечания: 1. Трансформаторы п. 7. 12—17, 20. 22, 23, 25, 26, 28—31 транспортируют на железнодорожных транспортерах сочлененного
типа, остальные—на транспортерах площадочного -типа.
2. Трансформаторы п. 17, 24, 26, 30 и 31 транспортируют без масла.
3. Защита масла в трансформаторах п. 5, 11, 27 осуществлена силикагелевым воздухоосушителем. Трансформаторы п. 1—3, 6, 7, 11—16,
26, 28 оборудованы азотной защитой масла, остальные—пленочной защитой масла.
4. Трансформаторы п. 23, 25, 27. 29 оборудованы групповыми охлаждающими устройствами.
5. Трансформаторы п. 1—6, 9, 18 имеют регулятор типа PG-4-400, п. 8, 10, 29, 22—типа РНОА-ПО/ЮОО, п. 12, 21—типа РНОА-110/1250.
6. Габаритные размеры приведены без учета размеров выносной системы охлаждении.
Продолжение прилож. 1
Таблица 1.4
Т рапсформаТоры класса напряжения 400—750 кЁ								
№ п/п.	Тип трансформатора	Общая масса, т	Транспорт- ная масса, т	Общая масса масла, т	Количество масла для ДОЛИ» И, т	Габаритные размеры, мм		
						Длина	Высота	Ширина
1	ТДЦ-125 000/400	236	154	54	5,5	8750	9660	5250
2	ОДЦТРН-175 000/400	375	304	88	16	12 600	13 900	8100
3	АОДЦТН-210 000/400	260	200	75	14	10 100	10 250	8100
4	АТДЦТН-250 000/400	336	290	60	11	13 000	9960	5600
5	АОДЦТН-167 000/500—220	167	146	40	4,4	8900	9750	5300
6	АОДЦТН 167 000/500-330	165	142	51,4	6,4	10 000	10 000	5700
7	АТДЦТН-250 000/500/110	33»	292	67	13	13 000	9960	5600
8	АОДЦТН-267 000/500/220	239	209	51	8	12 220	10 100	6290
9	ТДЦ-400 000/500	350	310	62	12	11 520	9900	6160
10	ТЦ 400 000/500	432	354	94	30	12 830	10 600	5950
11	ТДЦ-250 000/500	280	200	51	4,0	15 384	9800	5400
12	ТЦ-250 000/500	270	205	51	51	11 100	9800	5350
13	ОРЦ-533 000/500	373	337	60	10	11 500	10 100	4450
14	ТЦ-630 000/500	558	400	73	6	15 550	10 500	8300
15	АОДЦТН-333 000/750/330	352	232	80	13	11 180	9800	5350
16	АОДЦТН-417 000/750/500	330	270	85	21	12 000	11 250	7800
Примечания: 1. Трансформаторы п. 5, 6 транспортируют на площадочном железно дорожном транспортере, остальные—на сочлененном
транспортере.
2. Трансформаторы п. I, 12, 14—16 транспортируют без масла.
3. Защита масла трансформатора п. 1 осуществлено силикагелевым воздухоссушителем. Трансформаторы п. 3, 4, 7, 9 и 10 оборудуются азотной
защитой масла, остальные—пленочной защитой масла.
4. Трансформаторы п. 1—3, 7, 9, 11, 14 и 15 оборудованы групповыми охлаждающими устройствами.
5. Трансформаторы п. 2, 3, 16 имеют регулятор и га PHOA-35/IOGO, п. 6—типа РНОА-330/1200, п. 4,7 — типа SCV-1-1100, П- ’5, 8—ти-
па SAV-1-I600.
6. Габаритные размеры приведены без учета выносной системы охлаждения.
ПРИЛОЖЕНИЕ II
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ТРАНСПОРТЕРОВ
б)
Рис. II. 1. Схема устройства железнодорожных транспортеров,
а — площадочного типа; б—'сочлененного типа.
Г рузоподъем- ность, т	Количество осей	База (Б), мм	Размеры погрузочной площадки, мм			Высота центра тяжести, мм	Тара, т	Нагрузка от оси на рельс, 10«Н
			Длина	Ширина	Вырота			
Транспортеры площадочного типа
220	16	21 900	8852	2400	940/900	850	160	23,75
180	16	21900	8200	2400	940/900	850	160	21,2
180	16	21 900	8280	2400	940/900	810	150	20,6
A	Продолжение прилож. II							
Грузоподъем- ность, т	Количество осей	База (Б), мм	Размеры погрузочной площадки, мм			Высота .центра тяжести, мм	Тара, т	Нагрузка от оси на рельс, 10* Н
			Длина	Ширина	Высота			
180/170	16	25 170	11 550	2240	1040/1000	830	164	21,5
150	12	17800	7310	2476	760/720	930	107,5	21,5
150	12	17 000	7000	2400	720/702	920	111	21,8
130	12	17 000	7312	2400	720/702	920	111	20,8
120	8	15 000	7500	2900	780/740	780	52,3	21,2
100/120 ПО 100	8	16 500	8500	2500	1020/1000	820	60	22,5
	8	16 200	7840	2480	920/880	900	69,1	22,4
	8	14 300	4800	2400	1040/1020	1000	55	19,4
90	8	14 /50	6600	2420	734/716	950	60,55	18,9
90	8	16 450	8000	2400	710/690	930	72,5	20,3
90	8	14810	6600	2400	236/716	980	63,54	19,2
70	8	14 800	6600	2420	736/716	960	56,2	15,8
62	4	10 200	6000	2400	600/570	660	26,56	22,1
60	4	14 000	9200	2400	700/680	800	33,7	23,4
60	4	10 350	4800	2400	700/680	750	28,96	22,2
55	4	9960	5160	2400	870/850	900	36,66	21,65 -
55	4	14 000	10 000 Транспо	2420 угеры сочлегк	716/676 энного типа	660	30	21,25
400	28	25 530	—	—	—	—	2096	21,5
300	20	27 000	—	—	—.	—	147	22,35
220	20	21 300— 22 300	-—	—	—	—	120	21,2
ПРИЛОЖЕНИЕ ill
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АВТОМОБИЛЬНЫХ
М САННЫХ ПРИЦЕПОВ
ЗРис. Ш.1. Схемы автотрайлеров.
Продолжение Прилож. Ill
Типы прицепов
Параметры прицепов	ЧМЗАП-5523	Т-151	УКБ	ЧМЗАП-5208	ЧМЗАП-5512	ЧМЗАП-5530	Фирма КРЕИН	ЧМЗАП-5540	Санный прицеп	Санный прицеп
Грузоподъемность, т	20	20 -	40	40	60	120	200	300	60	120
Длина прицепа. А, м	9	9,6	11,05	9,38	11,37	21,7	31,6	37,65	8,0	9,7
Длина платформы В, м	6,43	5,00	5,00	3,36	3,66	9,00	9,00	—	6,5	8,5
Ширина платформы, м	3,00	2,70	2,90	3,20	3,00	3,25	3,30	—	3,2	4,0
Ширина платформы с уширителем, м	—	—	—	—	—	4,00	4,2	—	—	—
Высота погрузочной платформы Н, м	1,28	0,8	1,0	1,14	1,0	0,50	0,55	—	0,44	0,44
Количество осей	3	2	3	3	4	6	10	12	—	
Нагрузка на ось, т	10	14	18	17	18,8	28	26,3	33,3	—	—
Количество колес	12	12	24	24	24	24	40	48	—	—
Допустимая максимальная скорость движения с грузом, км/ч	50	40	15	15	8	8	8	5	5	5
Скорость движения без груза, км/ч	50	40	30	30	25	25	25	15	8	8
Радиус поворота (минимальный), м	12	15	15	13	13	13	15	14	6	8
Примечание. Санные прицепы, технические характеристики которых приведены в таблице, разработаны н применяются монтажными
организациями Минэнерго СССР-
ПРИЛОЖЕНИЕ IV
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АВТОМОБИЛЬНЫХ ТЯГАЧЕЙ
Параметры	ЗИЛ-16ЧН	КАЗ-12012	МАЗ-200В	ЯАЗ-221	МАЗ-501	КраЗ-214
Нагрузка на седельное устройство, Н	38 550	42 700	72000	120 000	50 000	
Масса снаряженного тягача, кг	3815	3950	6560	10 000	7600	12 300
Длина, м	5,680	5,675	6,495	7,375	6,700	8,530
Ширина, м	2,300	3,210	2,635	2,635	2,650	2,700
Высота, м	2,180	2,180	2,430	2,620	2,650	3,17
Радиус поворота, м	8,5	9,0	10,1	11,2	11,6	14
Максимальная скорость, км/ч	60	50	52	45	45	55
ПРИЛОЖЕНИЕ V
ОБОРУДОВАНИЕ, ИНСТРУМЕНТ, МАТЕРИАЛЫ И ИНВЕНТАРЬ,
ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ МОНТАЖЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Наименование	Количество	Тип
Центрифуга производительностью 1500—3000 л/ч, шт.	1	ПСМ1-3000
Фильтр-пресс производительностью 1500—3000 л/ч, шт.	1	—
Цеолитовая установка	1	—
Дегазационная установка	1	УВМ-1
Маслоподогреватель 20—100 кВт, шт.	1—2	
-		Продолжение приЛож. V
НаимеиовавИе	Количество	Тип
Маслонасос, шт.	1	РЗ-ЗОН
	1	ЦНТ-68
Установка для подогрева трансформатора постоянным то-	1	КВТМ-280
КОМ, шт. Электропечи мощностью 2—3 кВт в закрытом корпусе, шт.		
	10—20	——
Воздуходувка, шт.	2—4	ТВ-1
Вакуум-насос, шт.*	1—2	ВН-7Г, ВН-6Г
	1	2ДВН-500, 2ДВН-1500
Вакуумная установка типа «Иней», шт.	1	
Установка осушки воздуха типа «Суховей» *, шт.	1	—
Лебедка грузоподъемностью 3—5 т, шт. Гидродомкраты грузоподъемностью 50—100 т, шт.	1—2	—
	3—5	ДГ
Домкрат реечный грузоподъемностью 5 т, шт.	2—4	РД-5
Аппарат для испытания электрической прочности масла, шт.	1	АИМ-80
Прибор определения влагосодержания масла *, шт.	1	ГОСТ 7822-75
Прибор определения газосодержания масла *, шт.	1	—
Приборы определения физико-химических параметров масла,	1	—
комплект		
Мегаомметр, шт.	1	МС-06
Мост переменного тока, шт.	1	МД-16, Р-525, Р-595
Прибор оценки влажности твердой изоляции, шт.	1	ПКВ-7, ПКВ-8, ПКВ-13
Прибор определения остаточного влагосодержания твердой	2—3	АКОВ-Ю
изоляции *, шт.		ВСБ-1, ВТ-3
Прибор измерения остаточного давления, шт.	1—2	
Мановакуумметр, шт.	1—2	ОБ-ВМ-160
Течеискатель *, шт.	1	ТУЗ-5М, ГТИ-6
Продолжение прилож.
Наименование
Приборы для пусконаладочных испытаний трансформатора и
комплектующих узлов, комплект
Трансформатор 220/12 В с комплектом переносных ламп, ком-
плект
Стойка металлическая для установки вводов ВН в вертикаль-
ное положение, шт.
Талрепы грузоподъемностью 3 т, шт.
Специальные ключи для опрессовки обмоток, комплект
Тросы, стропы, блоки, канаты для производства такелажных
работ, комплект
Слесарно-сборочный инструмент, комплект
Леса инвентарные, комплект
Шпалы непропитапные, шт.
Бак для масла емкостью 2—10 т, шт.
Посуда стеклянная с притертой пробкой емкостью 1 л, шт.
Трубы стальные 050 мм, м
Трубы гофрированные прорезиненные, м
Спецодежда чистая, комплект
Пожарный инструмент и средства пожаротушения
Ветошь обтирочная, кг
Салфетки миткалевые, шт.
Лента киперная, м
Лакоткань, м2
Бумага фильтровальная, кг
Клей резиновый, кг
Силикагель КСК, кг
ТИП
Количество
1	—
2	ОСВ-0,25
По числу	—
вводов	
4	—
1	—
1	—
1	—
1	——
40	—
2	—
2	—
100	ГОСТ 3262-75
20	ГОСТ 5398-76
3	—
—	См. гл. 16
60	ГОСТ 5854-78
30	—
300	ГОСТ 4514-78
3	ГОСТ 2214-78
100	ГОСТ 12026-76
2	№ 88
500	ГОСТ 3956-76
Продолжение прилож. V
Наименование	Количество	Тип
Лак бакелитовый, кг	1	ГОСТ 901-78
Масло трансформаторное для технологических нужд, т	3—15	См. табл. 5.1
Масло для вакуум-насоса, л	55	ВМ-4, ВМ-6
Вакуумная смазка, кг	10	—
Цеолит, кг	200	NaA
* Применяются при монтаже мощных высоковольтных трансформаторов, оборудованных герметичной защитой масла от окружающей среды.
ПРИЛОЖЕНИЕ VI
РАЗМЕРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ
ВВОДОВ С БУМАЖНО-МАСЛЯНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ ДЛЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Условное обозначение ввода	Напряжение номи- нальное, кВ	Номинальный ток, А	Размеры, мм										tg 8 при фазном на- пряженки, %	Емкость, пФ	Тип компенсатора объема масла	Способ подключения к отводу трансформа- тора	Масса, кг
			Длина ввода	Длина нижней части	Под установку	трансформатора тока		Проходной диа- метр	Опорный фланец соеди- нительной втулки									
								Диаметр опорного гЬплигта	Диаметр по	S в О 1) а 5	Диаметр | отверстия	Число от- верстий					
БМТ —j-g—-110/630 БМТ -jg—-110/630-У	ПО	630	2540	955	245		230	535	480		24	9	1,0	200	Расши- ритель	Протяж- ного типа	243
	110	630	2880	970	245		230	535	480		24	9	1,0	200	я	То жё	275
О со о, с с с с *	Q^gQ-llV/lVVV ГБМТ „„ „„,г	0^=45’ ' ГБМТ Л _	о—451±w	“ ГБМТ	ет 9 ’“3 ст ft ft g <	Л XW/ XUVV) XUVV) 2000-У ГБМТ , - 1КШ0		БМТ   1 1П /1 ППП 1 Ann		СЛ С с с с с с с ь с с с	БМТ ,	Условное обозначение ввода		
но но по но по						о			о		Напряжение номи- нальное, кВ		
0001 0001			г>	с 0	с с	с	ft о ft	ND — — ОТ О ОТ О Л ООО ft ООО			о	1000, 1600,		Номинальный ток, А		
to	to	to	to	ю ОТ	СЛ	СЛ	Ф	СО со	ье>	сл	со	со сл	сл	сл	о	о	с							О ft О л		2575		Длина ввода		Размеры, мм
-<]	-О	с to	ю	с СЛ	СЛ	с			ft ft о	ft ft 0>	от от >3	1035			С с с	5 л	Длина нижней части		
фьфь,—	,—	«—* ьэ	ьэ	(О	со	СО о	о	о	о	о						СО) сл			СО) сл		Под установку трансформатора тока		
4UV 280		0	—	н-	—	b о	оо	со	со	с ft	о	о	о	с					5 ю ft		280		Проходной диа- метр		
Ф	Ф	С М	W	с о	о	с			0	со Л	сл	С 5	о		оз л ft	528			528		Диаметр опорного фланца	Опорный фланец соеди- нительной втулки	
UUU 380		о	с §	?	о	со ft	о ft	о		0) ft	480			480		Диаметр по отверстиям		
ЬО	N3	NO	NO	N3 ЬО	ЬЭ	Ф	Ф	Ф						to ф			to ф		Диаметр отверстия		
to to 00 СО 00						со			CD		Число от- верстий		
О О	О	о	о от	от	от от	от						о			О		tg 8 при фазном на- пряжении, %		
о а	э	w	to	to	to о	со	о	о	о 5	О	ОТ	Ф	ф					384			384		Емкость, пФ		
ный То же И " » я » »					л	То же			Расши- ритель		Тип компенсатора объема масла		
я	з	з	з	з Ззззз						То же			Протяж- ного типа		Способ подключения к отводу трансформа- тора		
to	Ь а	г		Э	Н-	н-	ь- ь	СЛ	СЛ	СО ft	о	от	от				225			to о		Масса, кг		
прилож. V i
О ф* СП С с	0	45’1ОХ/ ГБМТ _ _	0 45	/ ш ГБМТ „	0-45'lor'zuu ГБМТ	WU uo > iwgj n -nnn^ ,'n T T -06	0	Q	QQ-1 W/ZUUU-«y ГБМТ	0—90-"u/“uw ГБМТ	0—90 "w*—-- ГБМТ	1 01 £ Э л	4- r i s s c a я p r § re я 1 t	i	
СП	00	со	СО	•—	~	ТТ О	№	NO	NO	О	О	О	О									Напряжение номи- нальное, кВ		
	О	О	с о	о	с		D	•0	2000 2000				Номинальный ток, 4		
2949		D0	СО	NO	NO О	О	со	со Л	о	00	о	с О	СП	о	о	с				2785 2540 9700			Длина ввода		Размеры, мм
00 00		1 с	О	СО	ND О	О	СП	С			725 TOK		О Л	Длина нижней части		
NO	4^	4 О	О	С			ь-	4ь.	4b.	4b.	4b.	4ь. П	СП	NO	NO	NO	NO 0	OOOO	о						Под установку трансформатора тока		
—	СО	СО	NO	NO	ND	ND СО	4b	00	00	00	00 О	СП	СП	о	о	о	о								О Ю.	Проходной дна- •метр		
	4ь.	Jb.	4ь.	Ц2к	4ж	4ж	4ж ООО	О	О	О	О	О								Диаметр опорного фланца	Опорный фланец соеди- нительной втулки	
310		я	с »	с	0	c §	c	a? §	-o	c §	c	0	c о	C	380		Диаметр по отверстиям		
NO	NO	NO	NO	NO	NO	NO	NO NONONO	NO	NO	NO	NO	NO									Диаметр отверстия		
NONONO	NO	NO	NO	NO	NO									Число от- верстий		
ООО oooo о ООО	о о о о о									tg S при фазном на- пряжении, %		
N0	СП	СП О	rfb.	с 4ь.	О	О	С				a? D 0	-0	c §	c	a? О	C	a?	-0 §	Емкость, пФ		
?	»	a	S	3	‘ Н О*	О S# О	a	a	S* О	э	а	К К« О 2	1	£	л> я	ж ж — а	з	а	а	з	а	|""Э	~з TD О	О О а	а	з	а	a	з	g,	Н S го	S w И V *5									Тип компенсатора объема масла Способ подключения к отводу трансформа- тора		
256		fe	ife	w	ю	ю	ю Э0	00	(О	~-4	4ь. Э	О	О	NO	СО	00						<1	Масса, кг		
Продолжение прилож. VI
О 1 со о ь ь с с с с £ С«	0—45	~ " ГБМТ	3 D ! <	0 45~ 7 ГБМТ	Q	45-ZZU/ lOVV-«y 1 ГБМТ	0	45	7	° ГБМТ	Q	45 -1	AV vv- е j ГБМТ 		 ООО/ЛИЛ V V1	0—45	— ГБМТ 	 1 СП /ОЛЛЛ ТГ!	0	45-1^/vou-c ГБМТ —_	/9ЛЛЛ	ГБМТ	а й 0 0 Л g л а а 1	3	
to	to to	to о	с			to	to	to	—	—	и- to	to	to	СЛ	сл	СЛ О	О	ООО	о							Напряжение номи- нальное, кВ		
Н-	to о сп	о О СО	Q О О	о			мои 2000 2000 400 1600 2000						п 0 3>	Номинальный ток, А		
СП	фх	4 to	СП	Ц О	Фх	4 сл	сл	с				*	фх 2х	Ю 2х	Сф Н	О		(2х	сф	оо	со АЗ	фх	to	•— Х>	Х-х	к-х	4^ л	to	to	со				Длина ввода		Размеры, мм
с с с	Л 2	W	с 2?	с о	с		ф	со	со	со	со	оо о	00	00	со	СО	фх Э	О	О	фх	СП	со						Длина нижней части		
009 009			С с с	600		xLOV 400 400 КПП			э 1	Под установку трансформатора тока		
385		jC =?	СО	со сп с сл	сл	с			Ф	г л	с л	с	5 1	180 9ЛЛ		Проходной диа- метр		
670		2	О	Ч	-Ч	Фх	фх	0 О	О	СП	to	to	с О О	ООО	с						0 п	Диаметр опорного фланца	Опорный фланец соеди- нительной втулки	
О	О] О	~			сл	-ч о	to О	о	с			ч	с о	с о	с	о	СО	СО §	S	3			Диаметр по отверстиям		
to	to фх	Ф*			to	to	to	to	to	to Ф-	фх	Фх	to	to	to							Диаметр отверстия		
□3	СП	03	СП	О)	to	to	to										Число от- верстий		
cn а			О О	ООО	о О	о	фх	СП	СП	о							tg S при фазном на- пряжении, %		
фх	ст —	ф> СП	Са			СЛ	СП	Сл	фх	фх	to Фх	фх	ф*	со	со	сл со	со	СО	о	О	фх							Емкость, пФ		
1о же я я			аз	53 Е'О •	о	°	St «8	g •	*	Б ®	о	"	с Se						л е 3 3 3	Тип компенсатора объема масла		
ного типа	F • > *	я □		ного типа То же я  я я я я я я						[ й к	Способ подключения к отводу трансформа- тора		
	-О	<£ 30 э	ст		00	СО	О	Фх	фх	to СО	tO	О	*4	tO	~Ч Ф-	Фх	СЛ	-ч	о	to							Масса, кг		
Продолжение прилож. VI
СЛ	СП	сл	со	со	СО	00	to о	о	о	со	со	со	со	го о	о	о	о	о	о	о	о А	ст	ю *—	to •— СП	СП	О	О	О	О	СП	ОСП со	о	о	о	о	о	со	оо о	о	о	о	о	о	о	оо	Напряжение номи- нальное, кВ Номинальный ток,		
-J	-О	•<]	сл	фх	СП	сл	СП со	—	—	со	со	со	о	го о	СЛ	СЛ	03	“О	О	фх	о О	О	О	СП	сл	о	сл	СЛ	Длина ввода		
to	to	to	к-	.	to	to	•— --J	О	О	О	СП	>—‘	Н-	СЛ СЛ	О	О	•—	Н-	о	СП	со О	О	О	сл	СЛ	О	о	о	Длина нижней части		
оо	оо	оо	сп	сп	сп	сп	о *—	Н-	к-	о	о	о	о	о *—	—	*—	0	0	0.0 о СЛ	Сп	сл	фх	фь	фь.	фх	со ср	CD	С0	фх	фх	СП	сл	СО О	О	О	Фх	фх	СЛ	О	СЛ	Под установку трансформатора тока	 Проходной диа- метр		Разме
to	to	to	СО	00	СО	оо	СП О	о	о	—	—	to	to О	О	О	00	00	о	о	о	Диаметр опорного фланца	Опорный ф, нителык	!рЫ, ММ
620 770 770 770 770 ИЗО изо изо	Диаметр по отверстиям		
to	to	to	to	to	to	to	to to	to	to	фх	фх	фх	фх	фх	Диаметр отверстия	танец с( >й втуль	
О	СП	СП	СП	СП	СП	СП	СП	Число от- верстий	1	
о о о о о о о о СП	СП	О	СП	О	--J	СП	tg 8 при фазном на- пряжении, %		
СП	СЛ	СЛ	СЛ	СЛ	Фх	СЛ	фх О	СО	СО	о	о	со	о	— со	со	оо	о	о	о	•—	сп	Емкость, пФ		
СО	га -	Н „ о ®	1	°	S н °	1	S о	">	8 Se	1	Тип компенсатора объема масла		
к д ° 2	а	3	я	а	о9	ж	Шт( ноге	Способ подключения
ч S	а	S		а	£			к отводу трансформа-
§ » к>					О	§ 1 fa 1	S Д и1? и	тора
Продолжение прилож. VI'
П родолжение прилож. VI
Условное обозначение ввода	Напряжение номи- нальное, кВ	Номинальный ток, А	Размеры, мм								tg '1 при фазном на- пряжении, %	. Емкость, пФ	Тип компенсатора объема масла	Способ подключения к отводу трансформа-	тора	Масса, кг	|
			Длина ввода	Длина ннжней части	Под установку трансформатора тока	Проходной диа- метр	Опорный фланец соеди- нительной втулки									
							Диаметр опорного	цлисдп и,а Диаметр по отверстиям	Диаметр отверстия	Число от- верстий						
ГБМТП -р^Зд—750/1000	750	1000	8500	2710	811	695	120С	изо	22	16	0,6	530	Вынос- ной	Протяж- ного типа		3750
Вводы для кабельного подключения трансформаторов
ГБМТ 0—45 110/630	ПО	630	1510	665	400	180	350	300	24	8	1,0	170	То же	То же	90
МТ-220/750	220	750	2018	510	—	620	’910	870	20	18	1,0	382	»	Непро- тяжного типа	540
МТ-330/630	330	630	3500	1645	—	500	820	770	24	16	0,7	236		Протяж- ного типа	61
ГБМТ г 0—]5'500/100°	500	1000	5110	2750	800	590	1200	ИЗО 1	22	16	0,7	540	»	Непро- тяжного типа	1620
ПРИЛОЖЕНИЕ VIV
ЗАПРЕССОВКА ОБМОТОК И МАГНИТОПРОВОДА ТРАНСФОРМАТОРОВ
Таблица VII. 1
Усилия запрессовки обмоток мощных двухобмоточных трансформаторов
производства ПО „Запорожтрансформатор"
	—								Количество прессующих винтов на		
Тип трансформатора	Усилие запрессовки обмоток, кп, на вит				прессующем кольце		
	НН	ВН	вн, !	РО	НН	вн	вн,
ТМ-2500/10 ТРДНС-25 000/10 ТРДНС-32000/15	26 100 90	26 50/25** 90/20**	—	50/25** 90/20**	4* 4 4 4*	4/2*** ^/2***	—
ТМ-1600/35	21				4*	——	-—-
ТМ-6300/35	35	100			4*	—	.—
ТМН-63000/35	100			50	4		—
ТДНС-10 000/35	57,5	ьи 62,5 50/25** 90/20** 57,5 90 110 120 42,5 175 . 45,5		62,5	4		—
ТДНС-16 000/35 ТРДНС-25 000/35 ТРДНС-32 000/35	55 100 90 127,5 145/125** 160 127,5		f	50/25** 90/20** 57,5	4 4 4	4/2*** 4 /2***		
ТРДНС-63 000/35 ТДЦ-200 000/110 ТДЦ-250 000/110 ТДЦ-400 000/150			17,4		4/4 8 8 8	8 8 8 8	оэ 1 | 1
ТДЦ-200 000/220	48,3				8	8	——
ТДЦ-400 000/220	127,5		26,4		8	8	8-
ТЦ-250 000/330	166				8	8	—
ТДЦ-400 000/330	107	У 2 185	133		8	8	8
ТЦ-630 000/330	240						
Продолжение прилож. VII
Продолжение табл. VI 1.1
Тип трансформатора	Усилие запрессовки обмоток, кН, на винт				Количество прессующих винтов на прессующем кольце		
	НН	вн	вн,	РО	НН	вн	вн.
ТЦ-1 ООО 000/330	240	185	133			8	8	8
ТЦ-400 000/500	115	115	—	—	8	8	—
ТЦ-630 000/500	145/85**	125/75**	—-	—	8/4	8/4	—
*	Обмотки ВН и НН располагают под одним общим прессующим кольцом.
•	* На прессующем кольце имеются прессующие винты разного диаметра, к которым прикладываются разные усилия. К винту большего-
диаметра прикладывается большее усилие.
"• Обмотки ВН и РО располагаются под одним общим прессующим кольцом.
Усилия запрессовки обмоток мощных трехобмоточных трансформаторов
производства ПО „Запорожтрансформатор"
Продолжение прилож. VII
Таблица VII.2
Тип трансформатора	Усилий запрессовки обмоток» кН, иа винт					Количество прессующих винтов на прессующем кольце				
	НН	сн	вн	РО	КО	НН	сн	вн	РО	КО
ТДТН-10 000/110*	78	78	26 '	26		6		6		—
ТДТН-25 000/110*	68,5	68,5	80	80	—	8	—	6	—	—
АТДЦТН-125 000/220	71	119	80,5	40,1	—	4	8	8	8	—'
Продолжение прилож. VII
Продолжение табл. VI 1.2
Тип трансформатора	Усилия запрессовки обмоток, кН, на винт					Количество прессующих винтов на прессующем кольце				
	НН	СН	ВН	РО	ко	НН	СН	ВН	РО	КО
АТДЦТН-200 000/220	177/71**	157	14	48	—	2/2	. 8	8	8	.—
АТДЦТН-125 000/330	61,5	128	74,5	54	—	4	8	8	4	—
АОДЦТН-133 000/330	125	210	135	ПО	по	8	8	8	4	4
АТДЦТН-200 000/330	87	190	105	46	—	4	8	8	8	-—
АТДЦТ-250 000/330	122	173	88		—	4	4	8	—	—
АОДЦТН-167 000/500	110	150	75	60	45	4	8	8	4	4
АОДЦТН-267 000/500	120/80**	155/80**	76/70**	110	НО	8^4	8/4	8^4	4	4
АОДЦТН-333 000/750	125	225	138	56	75		8		8	8
АОДЦТН-417 000/750	56	204	96	34,8	35,8	8	8	8	8	8
* Обмотки НН и СН располагаются под одним прессующим каждом, а обмотки ВН и РО—под другим.
** На прессующем кольце имеются прессующие впиты разного диаметра, к которым прикладываются разные усилия. К винту
метра прикладывается большее усилие.
большего диа-
,,	:	Таблица VII.3
Значения момента затяжки винтов и шпилек» Н-м, в зависимости от требуемого усилия на
прессующий винт» обмотки или прессующую шпильку магнитопровода и размеры резьбы прессующего узла
Требуемое усилие за- тяжки, кН (на один винт или одну шшчьку)	Резьба прессующего узла				Требуемое усилие за- тяжки, кН (на один винт или одну шпильку)	Резьба прессующего узла			
	М36	М42	М48	М56		М36	М42	М48	М56
11,5	0,40	0,48	0,55	0,70	26	1,0	1,2	1,4	1,6
15	0,65	0,65	0,80	0,90	30	1,2	1,4	1,6	1,8
20	0,80	0,70	1,0	1,2	35	1,4	1,5	1,8	2,1
Требуемое усилие за- тяжки, кН (на один винт или одну шпильку)	Резьба прессующего узла				
	№36	№42	№48	№56
41,5	1,6	1,8	2,2	2,3
45'	1,8	1,9	2,3	2,7
50	2,0	2,2	2,6	3,0
55	2,2	2,4	2,9	3,4
60,5	2,4	2,8	3,1	3,6
65	—	2,9	3,4	4,0
	—	3,1	3,5	4,2
75	—	3,3	3,9.	4,5
30	•—-	3,4	4,1	4,9
86,4	—	3,9	4,5	5,2
90	—	—-	4,7	5,4
95	—	—	4,9	5,8
100	—	—	5,2	6,0
105	—	—	5,5	6,4
Продолжение прилож. VII
Продолжение табл. VII. 3
Требуемое усилие за- тяжки, кН (на один винт или одну шпильку)	Резьба прессующего узла			
	М36	М42	М48	|	М56
НО	—	—	5,8	6,6
114	—	—	6,0	6,9
120	—	—-	—	. 7,3
130	—	—	—	7,8
140	—	—	—	8,5
150	—	—	—	9,0
160	—	—	—	9,7
170		—	—	10,2
180	—	—	—	10,8
190	—	—	—	11,4
200	—	—	—	12,0
210	—	—	—	12,8
220	—	—	—	13,3
230	—	—	—	13,8
Продолжение прилож. VII
Таблиц;а VIIА
Усилия, создаваемые одним и четырьмя гидрсдсмьрьтгки в зависимости ст диаметра цилиндра
и показания манометра
Показания маномет- ра, МПа	Гидродомкраты с гидро- цилиндрами 0 115 мм		Гидродомкраты с гидро- цилиндрами 0 130 мм		Показания маномет- ра, МПа	Гидродомкраты с гидро- цилиндрами 0 115 мм		ГидроДомкраты с гидро- цилиндрами 0 130 мм	
	Усилие опрессовки, создаваемое одним гидро- домкратом, кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами, кН	Усилие, создаваемое одним гидро- домкратом, кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами, кН		Усилие опрессовки, создаваемое одним гидро- домкратом, кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами, кН	Усилие, создаваемое одним гидро- домкратом, кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами,. кН
1	6,5	26,0	9,0	36,0	7,0	47,0	188	62,0	248
1,5	10,0	40,0	13,5	54,0	7,5	50,5	202	66,5	265
2,0	13,5	54,0	18,0	70,5	8,0	54,0	216	71,0	283
2,5	17,0	68,0	22,5	88,0	8,5	57,0	228	75,5	301
3,0	20,0	80,0	26,5	106	9,0	60,5	242	80,0	318
3,5	23,5	94,0	31,5	124	9,5	64,0	256	84,0	336
4,0	27,0	108	35,5	142	10,0	67,5	280	88,5	354-
4,5	30,0	120	40,0	159	10,5	70,5	283	93,0	371
5,0	34,0	136	44,0	177	11,0	74,0	297	97,0	389
5,5	37,0	148	48,5	184	11,5	77,5	310	102	417
6,0	40,5	162	53,0	212	12,0	81,0	323	106	425-
>	6,5	44,0	176	57,5	230	12,5	84,0	337 1	НО	443-
Продолжение прилож. VII 	 Продолжение табл. VII.4-									
Показания маномет- ра, МПа	Гидродомкраты с гидро цилиндрами 0 115 мм		Гидро домкраты с гидро- цилиндрами 0 130 мм		Показания маномет- ра, МПа	Гвдродомкраты с гидро- цилиндрами 0 115 мм		Гидродомкраты с гидро- цилиндрами 0 130 мм	
	Усилие опрессовки, создаваемое одним гидро- домкратом, кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами, кН	Усилие, создаваемое одним гидро- домкратом, кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами. кН		Усилие опрессовки, создаваемое одним гидро- домкратом. кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами, кН	Усилие, создаваемое одним гидро- домкратом. кН	Усилие, создавае- мое че- тырьмя гидродом- кратами, кН
13,0	87,5	350	115	460	19,5	131	525	173	690
13,5	91,0	364	119	477	20,0	135	539	177	708
14,0	94,0	377	124	495	20,5	138	551	181	725
14,5	96,0	391	128	513	21,0	142	565	186	742
15,0	101	404	133	531	21,5	143	578	190	760-
15,5	104	417	131	548	22,0	144	592	195	778
16,0	108	431	142	566	22,5	149	606	199	796
16,5	111	444	146	583	23,0	154	620	203	814
17,0	115	457	151	601	23,5	158	634	208	832
17,5	118	466	155	619	24,0	161	646	213	848
18,0	121	475	160	637	24,5	165	660	217	866
18,5	124	493	164	654	25,0	168	673	220	884
19,0	128	512	168	672					
ПРИЛОЖЕНИЕ VIII
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ БЕССАЛЬНИКОВЫХ МАСЛОНАСОСОВ
Тип	Напор, Па	Подача, м®/ч	Мощность, кВт	Номинальный ток. А, при напряжении, В		Масса, кг	Габаритные размеры, мм (длашХвысотаХширина)	Условный про- ход патрубка, мм
				220	380			
2Т-16/10	113 800	16	0,8					50	345X336X306	50
4Т-63/10	113 800	63	2,8	10,5	6,1	94	455X455X328	100
4Т-63/20	227-600	63	5,5	19,7	11,4	115	426X388X328	100
5Т-100/8	ЭЬООО	100	2,9	10,5	6,7	90	455X450X350	125
5Т-100/15	170 700	100	6,4	19,7	И.4	118	499X415X350	125
6Т-160/10	113 800	160	6,0	19,0	11,0	125	530X460X385	150
5ТЭ-100/15	170'700	100	7,5	28,5	16,5	190	725X390X500	125
5ТЭ-100/20	226 700	100	10,5	35,0	20,0	190	715X465X388	125
6ТЭ-160/10	113'800	160	5,5	24,0	14,0	185	665X475X430	150
ПРИЛОЖЕНИЕ IX
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ВОДОМАСЛЯНЫХ ОХЛАДИТЕЛЕЙ
Тип	Тепловой поток, кВт	Расход масла, м3/ч	Расход во- ды, М3/И	Материал ох- лаждающих труб	Поверх- ность ох- лаждения	Габаритные размеры (длинаХширинаХвысота), мм	Число хо- дов по во- де	Масса ох- ладителя, кг	Мощность насоса, кВт
МП-21	150	36	205	Латунь	21	560X820X2315	1	799	3,1
МП-37	250	60	34,1	F	37	688X960X2265	1	1070	8,7
МП-65	500	100	72	Я	65	662ХЮ00Х3331	2	1522	6,2
МО53-4А	980	100	72	Мельхиор	52,6	. 2575Х905ХП45	4	1547	6,4
Ц-63	74	16	10		—	609X1290X380	1	214	0,8
Ц-100	123	25	15		—	609X1498X380	1	227	1,1
Ц-160	335	60	25	N	—	—	1	325	2,8
ПРИЛОЖЕНИЕ X
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
№ п/п.	Тип	Номиналь- ный ток, А	Класс изоляции, кВ	Максимальное число степеней	Количество фаз	Тип привода	Крутящий момент на валу, Н-м	Масса РПН без масла, кг	Масса масла в контакторе кг
1	PHT-9-100/35	100	35	17	3	МА-2	—	209	—
2	РНТ-13-625/35	625	35	17	3	ПДП-4У	—	1050	200
3	РНТ-18-1200/35	1200	35	23	3	МП-4	—	1646	1250
4	РНТ-20-625/35	625	35	23	3	МА-1	—	1300	390
5	PHTA-35/320	320	35	18	3	ПДП-4У	45	930	160
6	РНОА-35/ЮОО	1000	35	40	1	ПДП-4У	147	3900	230
7	РНОА-11 б/1000	1000	НО	15	1	ПДП-4У	147	1000	300
8	3PHOA-110/1000	1000	110	12	3	ПДП-4У	147	2033	150
9	PHOA-110/1000	1000	110	40	1	ПДП-4У	156	1600	400
10	РНОА-110/1250	1250	110	12	1	ПДП-4У	117	930	235
11	PHOA-220/1250	1250	220	16	1	ПДП-4У	245	1063	317
42	PHOA-220/2000	2000	220	16	1	ПДП-4У	294	1530	600
13	РС-4-400	400	35	17	3	МЗ-2	24,5	470	150
14	SCV1-1100	1100	41	19	3	ЕМ-1	117	3750	250
15	SCV1-1100	1100	41	19	1	ЕМ-1	117	840	250
16	SDV1-630	630	41	19	3	ЕМ-1	98	980	150
17	SDV1-1250	1250	41	19	3	ЕМ-1	98	1400	480
18	SAV1-1600	1600	220	13	1	ЕМ-1	98	1000	300
П|	и м а ча ни я: 1. Для расширени	я диапазона р	егулирования	избиратели указанных в табл. РПН, кроме п. 1, 2, 8				и 18, оборудуются пред-	
избирателями.	~ 2. Регуляторы п- 1—4 имеют индуктивное токоэграничивающее сопротивление, остальные—активное тоКоэграничивающее сопротивление, масса									
РПН приводится без учета массы реактора.	. 3 Регуляторы п. 1, 6, 8 и 14—навесного исполнения (установлены в собственном баке, отдельном от бака трансформатора), ост альные—по-									
сэужного исполнения (погружены в один бак с активной частью трансформатора).									
4.	Масса масла в баке регулятора: п.	6—5000 кг; П. 8—2ь50 кг;		П. 14—55UU КГ.					
ПРИЛОЖЕНИЕ XI
КРУГОВЫЕ ДИАГРАММЫ РЕЗИСТОРНЫХ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ
УСТРОЙСТВ’
Из первого 6 п~е положение
НК - Контакт замкнут	КП - контакт разомкнут
Рис. XI Л. Круговая диаграмма резисторного переключающего
устройства.
Jfj —контакты контактора н избирателя нечетного плеча; К2, Иъ — кон-
такты контактора и избирателя четного плеча; Р — контакты презызбирате-
ля; ZZZKi, ШКг — контакты шунтирующего ножа соответственно нечетного и
четного плеча.
Таблица XI. 1
Нормированные значения круговых диаграмм резисторных переключающих устройств союзного исполнения
Состояние контактов	Поворот вала, град							
	ЗРНОА-ПО/ЮОО	РНОА-110/1000		РНОА-11 /1000-73	0S2I/0I I-VOHd	РНОА-220/1250	РНОА-220/2000	PHOA-35/lOOO
		без предыз- бирателя	с предыз- бирателем					
Срабатывание if,	288—316	252—276	252—276	260—276	252—276	252—276	250—280	260—276
Срабатывание /<2	288—316	252—276	252—276	260—276	252—276	252—276	250—280	260—276
Размыкание Иг	100—148	92—122	47—77	64—80	47—77	47—77	90—110	64—80
Замыкание	144—192	134—164	195—225	139—155	195—225	195—225	133—149	139—155
Размыкание Иа	100—148	92—122	47—77	64—80	47—77	47—77	90—110	64—80
Замыкание И3	144—192	134—164	195—225	139—155	195—225	195—225	133—149	139—155
Размыкание Р	—	—	75—105	73—89	75—105	75—105	—	73—89
Замыкание Р	—	—	161—191	130—146	161—191	161—191	—	130—146
Размыкание ШК.1	—	—	—	—	—	—	166—202	—
Замыкание	—	~	S	—	—	—	—	300—316	—
Размыкание ШК,3	—	—	—	 —			——	166—202	
Замыкание ШК3	—	—	—	—	—	—	300—316	—«
Отрезок А	>110	>45	>45	>100	>45	>45	>101	>100
Продолжение прилож. Xi
Таблица XI.2
Нормированные значения круговых диаграмм резисторных переключающих устройств производства
НРБ и ГДР
Состояние контактов	Поворот вала, град				
	РС-4	SAV1-1600	SCV1-630	SDV1-1250	SCV1-1100
Срабатывание Ki Срабатывание К2	(24—28)Х36О (24—28)Х36О (3—7)Х360 (11—15)Х360 (3—7)Х360 (11—15)Х360	4X360+280 4X360+280 315	4X360+280 4X360+280 160	4X360+280 4X360+280 300	4X360+270 4X360+270 300
Размыкание Hi Замыкание Hi Размыкание Й2 Замыкание Н2		3X360+290 315 3X360+290	4X360+100 160 4X360+100	3X360+300 300 3X360+300	3X360+300 300 3X360+300
ПРИЛОЖЕНИЕ XII
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПРИВОДОВ УСТРОЙСТВ РПН
с в* &	Тип	Мощность электродвига- теля	Вид редуктора	Количество положений	Количество оборотов рукоятки на одно переключе- ние	Количество оборотов выходного вала на одно пере- ключение	Время пе- реключе- ния на од- но положе- ние, с	Масса, кг	Габаритные размеры (длинах Хширинахвысота), мм
1	ПДП-4У	0,8	Червячный	9—43	15,5	0,5; 1	10; 3	225	755X915X530
2 з	МА-1 МА-2 МП-4	0,4 0,27 1	Шестеренчатый	6—90 9	2; 4 1	0,5; 1 0,1	3 1	200 183	655X800X445 800X730X600
4			Я	22	8	1	3	450	1030X840X 896
Продолжение прилож. XII
№ п/п.	Тип	Мощность электродвига- теля	Вид редуктора	Количество положений	Количество оборотов рукоятки на одно переклю- чение	Количество оборотов выходного вала на одно пере- ключение	Время переключе- ния на одно поло- жение, с	Масса, кг	Габаритные размеры (длинах Xвысота), мм
 5 . 6	МЗ-2 (ВНР) ЕМ-1 (ГДР) Тримечани!	1,1 0,6 1. В ред	Планетарный Редукторный двигатель уктсрах I:- 1—4 прим	1—38 1—35 зияетея смазка L	12 15 ИАТИМ-201	33 6 или ГОИ-54,	5,6 5,7 п. 5, 6—мае	120 140 ло верет<	890X660X328 1155X578X352 ;нное.
ПРИЛОЖЕНИЕ XIII
ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ВАКУУМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Таблица XIII.1
Технические данные механических вакуум-насосов с масляным уплотнением
Параметры	f	Типы вакуум-насосов				
	ВН-1МГ	ВН-4Г, ВН-7Г	ВН-6Г	ВН-300	ВН-500
Быстрота действия в интервале давления 106 — 102 Па, л/с. Остаточное давление, Па:	16,5	45	120	300	500
полное с газобалластом	7,3	133	133	133	133
полное без газобалласта	3	4	6,5	6,5	6,5
парциальное по воздуху	0,4	0,65	1,33	1,33	1,33
Частота вращения ротора, об/мнн	500 ’	500	360	260	210
Расход охлаждающей воды, л/ч	Воздушное охлаждение	2300	3000	5500	6500
Продолжение прилож^ XIП
Продолжение табл. XIII.1
Параметры	Типы вакуум-насосов				
	ВН-1МГ	ВН-4Г, ВН-7Г	ВН-6Г	ВН-300	ВН-500
Количество масла ВМ-4 или ВМ-6, заливаемого	3,8	16	55	80	85
в насос, л					55
Мощность электродвигателя, кВт Габаритные размеры, мм:	2,8	7	20	40 2075	
					2910
длина	954	1370	1560		
ширина	580	770	970	1510	1850
высота	745	1300	1790	1800	1535
Масса насоса с приводом, кг	290	690	1557	1605	4226
				Табл	иц a XIII.2
Технические данные двухроторных вакуумных насосов					
Параметры	Типы насосов				
				2ДВН-1500	ЗДВН-1500
	ДВН-150	2ДВН-500	ЗДВН-Б00		
Быстрота действия в интервале давлений 1— 6,6 Па, л/с Остаточное' давление, Па:	120—130	500	500	1500	1500 0,53
полное	0,66	0,4	0,4	0,53	
парциальное по воздуху	2,6-10-г	6.6-10-2	6,6-10-2	6,6-Ю-2	6,6-10-2
Наибольшее впускное давление, Па	6,6-Ю-2	133	266	133	266
Частота вращения ротора, об/мин	2860	2910	1450/2910	2910	145/2910
Расход охлаждающей воды, л/ч	70	Охлаждение	Охлаждение	360	360
		воздушное	воздушное		
Продолжение прилож. XIIf
Продолжение табл. XIII.2
Параметры	Типы иасосов				
	ДВН-1Б0	2ДВН-Б00	ЗДВН-500	2ДВН-1500	ЗДВН-1500
Количество масла ВМ-1, заливаемого в картер	0,22	4,5		4,5	—
насоса, л	2,8	7,5	6,1/7,3		
Мощность электродвигателя, кВт				10	8,3/10,2
Рекомендуемый форвакуумный насос	ВН-1МГ	ВН-4Г	ВН-4Г	ВН-6Г	ВН-6Г
Габаритные размеры, мм:	627	1375	1420		
длина				1835	1865
ширина	240	600	660	580	580
высота	260	845	845	890	.890
Масса, кг	45	565	600	830	870
Таблица XIII.3
Технически® данные вакуум-насосов типов РМК и ВВН
Параметры	Тип вакуум-насоса					
	РМД-2	РМК-3	РМК-4	ВВН-3	ВВН-6	' ВВН-12
Подача, м3/с	0,06	0,195	0,45	0,05	0,1	0,2
Остаточное предельное давление, %	10	4	4	10	5	3
Мощность электродвигателя, кВт	10	30	75	7,5	17	22
Масса, кг	114	593	1285	418	709	1055
Габаритные размеры, ммз длина	760	1310	1650	1370	1430	1865
ширина	416	515	670	1110	1150	1450
высота	360	810	1088	855	1000	1240
РАСЧЕТ КРЕПЛЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
НА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОМ ПЛОЩАДОЧНОМ ТРАНСПОРТЕРЕ
Обозначение применяемых в расчете величин:
Qi — масса транспортера, кг;
Qs— масса транспортера, кг;
Гир — продольная инерционная сила, Н;
F'n, — поперечная инерционная сила, воздействующая со-
ответственно на трансформатор и транспортер, Н;
Лгр.чр, ^тр.п — сила трения соответственно в продольном и попереч-
ном направлениях, Н;
Fs — вертикальная инерционная сила, Н;
Д^яр, AFn — усилия, воздействующие на крепления соответствен-
но в продольном и поперечном направлениях, Н;
W'n, — поперечная ветровая сила, воздействующая соответ-
ственно на трансформатор и транспортер, Н;
вир, Оп, ав — удельные значения соответственно продольной, по-
перечной и вертикальной инерционных сил;'
Рпр — максимальное усилие на один упор, Н;
jRhp, fin — усилия в растяжке соответственно в продольном и
поперечном направлениях, Н;
т, о — напряжение соответственно в сварных швах и нагру-
женном сечении, Па;
ти, <5и — напряжение изгиба соответственно в сварных швах
и нагруженном сечении упора, Па;
тСр — напряжение на срез, Па;
Сем — напряжение смятия, Па;
ц — коэффициент трения металла по дереву;
St, Sz— площадь боковой наветренной поверхности соответ-
ственно трансформатора н транспортера, м2;
g—нормальное ускорение свободного падения, м/с2;
— центр тяжести системы транспортер — трансформа-
тор, м;
Н2 — высота погрузочной площадки, м;
hi, hi — высота центра тяжести соответственно трансформа-
тора (от подкладных брусьев) и транспортера (от
уровня головок рельсов), м;
До. Дд.л — высота соответственно подкладного бруса и допол-
нительного листа, м;
h'n,i, h"KiT — высота центра наветренной поверхности соответст-
венно трансформатора и транспортера, м;
Imp, Ion — расстояние от центра тяжести трансформатора до
ребра опрокидывания соответственно в продольном
и поперечном направлениях, м;
/о — расстояние от центра тяжести трансформатора до
вертикальной плоскости, проходящей через попереч-
ную ось транспортера, м;
/д, 12 — проекция кратчайшего расстояния от ребра опроки-
дывания трансформатора до растяжки соответствен-
но на продольную и поперечную вертикальные пло-
скости, м;
I — расстояние от места приложения усилия до нагру-
женного сечения, м;
Wx, F — соответственно момент сопротивления, м3, и площадь
нагруженного сечения, м2;
т] — коэффициент запаса устойчивости системы трансфор-
матор — транспортер;
т]пр, Чп — коэффициент запаса устойчивости трансформатора
на транспортере соответственно в продольном и по-
перечном направлениях;
У, ф — угол между растяжкой н проекцией растяжки соот-
ветственно на продольную и поперечную вертикаль-
ные плоскости;
п — количество растяжек.
Целью расчета является определение устойчивости трансформа-
тора на транспортере н транспортера с трансформатором относи-
тельно головки рельсов при перевозке по железной дороге, а также
проверка механической прочности применяемых конструкций крепле-
ния трансформатора на транспортере.
Расчет производят следующим образом:
1.	Определяют силы, воздействующие на трансформатор и транс-
портер в процессе транспортировки.
Продольная инерционная сила
Рпр —OnpQlSf-
При упругом креплении (проволочные стяжки, обвязки, распор-
ные брусья н др.) сПр=1, при жестком креплении (болтовые н
сварные соединения) апр=1,7.
Сила трения в продольном направлении
Етр,пр==
При условии посыпки деревянных брусьев тонким слоем песка
р.=0,4.
Эти силы действуют на опрокидывание и сдвиг трансформатора
при соударении вагонов в процессе трогания, торможения и манев-
рирования подвижного состава.
При движении поезда с максимальной скоростью на трансфор-
матор и транспортер воздействуют поперечные инерционные и ветро-
вые силы, вертикальная инерционная сила и сила трения.
Воздействующие на трансформатор и транспортер поперечные
инерционные силы вычисляют по формулам
F n==^nQi^f;
F"n=
Если центр тяжести трансформатора расположен в вертикаль-
ной поперечной плоскости, проходящей через середину транспортера,
оп=250.
Поперечные ветровые силы равны:
irn=500Si;
Г"п=50052,
где принята удельная ветровая сила 500 Н/м2.
Сила трения в поперечном направлении
/тр,п=С1В(Ю00—as)g.
Для транспортеров, имеющих шесть и более осей, ов=450.
Для четырехосных вагонов на тележках ЦНИИ-ХЗ-0 и скорости
движения 25 м/с as вычисляют по эмпирической формуле;
(г^ЗЗО+9/0+1950/QrlO’.
Вертикальная инерционная сила
FB=aBQtg.
2.	Определяют центр тяжести системы транспортер — трансфор-
матор:
Qi (^1 + й0+Ад л +//2) + Q2ft2
77,, т =--------------'____________
ц-	<21 + <2г
3.	Находят коэффициент запаса устойчивости транспортера с по-
груженным на него трансформатором:
„_______________4(Q.+Q2)g_______________
1 (.F+ Fan) Нц>т + Й7'ПЙ'Ц,Т + Г"пй"ц.т •
Для железнодорожной колеи Zo=0,774 м.
Коэффициент запаса устойчивости должен быть не менее 1,25.
4.	Определяют коэффициент запаса устойчивости трансформато-
ра на транспортере в продольном и поперечном направлениях:
T]np = Zonp/fti;
______QHqn
71n~F'nk1+W'Dk'Il,T>
где т]Пр и т]п должны быть не менее 1,25. При меньшем значении
трансформатор необходимо закрепить к транспортеру проволочными
растяжками.
5.	Вычисляют усилия в растяжке, по которым выбирают диа-
метр проволоки и количество нитей в растяжке:
1,25КПр^1 Qi^onpg#
^пр и/, cos у	’
1,25 VW)-Q^ng
nl2 cos Ф
В зависимости от полученных значений ДПр и /?„ по табл. XIV. 1
выбирают необходимые для растяжки диаметр проволоки и количе-
ство нитей.
Таблица XIV. 1
Максимально допустимые нагрузки в проволочном креплении
	*	Нагрузка, Н, на крепление проволоки диаметром, мм			
в креплении	4	S	6	7
2	2700	4300	6200	8500
3	4000	6450	9300	12 750
4	5400	8300	12 400	17 000
5	6700	10 750	15 500	21 250
6	8000	12900	18 600	25 500
7	9400	14 750	21 700	29 750
.8	10 800	16 600	24 800	34 000
6.	Производят расчет креплений трансформатора 0т поступа-
тельных перемещений.
Крепление трансформатора от перемещений осуществляется ме-
таллическими упорами, которые приварены к месту, расположенно-
му на погрузочной площадке транспортера.
Воспринимаемые креплениями продольные и поперечные усилия
вычисляются по формулам
AF пр=F пр—/'тр^рЗ
ДГП= 1,5(Г'п+1Гн)—/\р,п.
В зависимости от количества и расположения упоров вычис-
ляют максимальное усилие на упор.
Для максимального усилия определяют:
напряжение в сварных швах упора, которое должно быть не бо-
лее 95 МПа (материал упора — СтЗ):
г = ^Л + 4г=ср= /(PnpW2+4(Pnp/F)2;
напряжение в наиболее нагруженном сечении упора, которое дол-
жно быть не более 165 МПа:
° = ^°5и+4ЛР = ^(М^)!+4(Рпр/Г)!;
напряжение смятия упора, которое должно быть не более
250 МПа:
&СМ~Р np/FcM.
7.	Определяют напряжение смятия подкладных брусьев, которое
должно быть не более 1,8 МПа (материал брусьев —хвойное де-
рево) :
Осм — (Q14"/7 в) /Рсм-
Пример. Расчет крепления трансформатора типа ТДТН-
40000/110 на площадочном транспортере грузоподъемностью 120 т,
схема погрузки показана на рис. 2.3.
Исходные данные:
Трансформатар
Транспортная масса Qi, кг......................... . 75 000
Высота центра тяжести hi, м..............................1,68
Площадь боковой наветренной поверхности Si, м2 .	.	.23,15
Высота центра наветренной поверхности Л'ц.т, м .	1,68
Транспортер
Масса Q2, .кг............................................52 200
Высота центра тяжести h?, м..............................0,81
Площадь боковой наветренной поверхности S2, м2 ... 25
Высота центра наветренной поверхности А"ц,т, м .	0,81
Высота погрузочной площадки Н2, м........................0,78
1. Расчет -сил, воздействующих на трансформатор и транс-
Fnp=aBPQig = 1,0 • 75 000  9,81=к750 ООО Н;
FTp np=.|iQ1g-=0,4-75 000-9,81=^300 000 Н;
F/np=anQ1gf=250-75000-9,81=^187500 Н;
Р"п=anQ2g=250  52 200 • 9,81=к130 500 Н;
W"n = 500Si=500-23,15= 11 580 Н;
П7"п=500S2= 500  25 = 12 500 Н;
Ftp п=<2111^(1000—ав) =75 000-9,81 -0,4(1000—450) = 165 000 Н;
Fs=flB<2ig=450-75000-9,81 =337500 Н.
2.	Определение Центра тяЖест'й системы трансформатор — транс-
портер:
Qi(fei -Ь л ~Ь
. т =	<?i4 Q2
75 000(1,68 + 0,13 + 0,08 + 0,78) + 52 200-0,81
------------------------------------------------= 1,864 м.
75 000 + 52 200
3.	Определение коэффициента запаса устойчивости системы транс-
портер — трансформатор:
• — 0 774________________________________________
4	’	(f'„+ F"n)	т+ И7'пй'ц> т+ Г"пй"ц. т=
(75 000 + 52 200)-9,81
— U,774 (18>75+дз,05). 1,864+ 1,158-2,6+ 1,25-0,81 = !>56> 1,25.
4.	Определение запаса устойчивости трансформатора на транс-
портере в продольном и поперечном направлениях:
1,775
*4пр = ^onp/^i — J, gg = 1,06 < 1,25;
Qig/*n	75 000-9,81-1,058
ha~ F'nhi+W'nh^'f- 187 500-1,68+ 115 800-1,68 = 2>37> I-25'
Трансформатор неустойчив в продольном направлении. Для того
чтобы не допускать опрокидывания трансформатора, предусматри-
вается его закрепление проволочными растяжками (см. рис. 2.3).
5.	Определение диаметра проволоки и количество нитей в рас-
тяжке.
На рис. XIV. 1 показаны геометрические построения и установоч-
ные размеры трансформатора, необходимые для вычисления угла ф
и расстояния lt. Ниже приведено их вычисление.
Исходные данные, определяющие места крепления растяжки:
ОС=2440 мм; АС—1775 мм; ДВ=1120 мм;
ОС 2440
а= Ж?” 1775 = 1’3746; а = 53°56';
АС,
OCt 2660
tg а = 1,3746 = 1935 w:
ОА = VОС* -\-AC* — V24402 + 1775s = 3018 мм;
АВ 1120	„
т== ол'“зо18 = 0,3711; y = 20*24 ;
A JД=A,С, +2775+1775= 1935+2775+1775=6485 мм;
1}=Д|Д sin а=6485 sin 53°56'=5240 мм.
Усилие в растяжке
1,25Fnp/ij	4Мопрё
^пр nlj cos у
1,25- 750 000 -1,68 —75 ОСО -1,775
2-5,24-0,9373
24 820 Н.
По табл. XIV. 1 принимаем растяжки
из проволоки диаметром 7 мм.
из шести нитей, каждая
Рис. XIV. 1. К расчету крепления трансформаторов на площадочном
железнодорожном транспорте
а — схема расположения упоров; б — крепление растяжками; в — крепление
упорами; г — таблица данных.
6.	Определение сдвигающих усилий, воздействующих на упоры:
ДГПР=/'ПР—ртр пр=750 000—300 000=450 000 Н;
ДГП= 1,5 (F1 п	^’п) — Fтр, п —
= 1,5 (187 500 + 11 580) — 165 000 = 133 620 Н.
Усилия на один упор согласно схеме их установки, показанной
на рис. XIV. 1, равны:
Д^пр
Р 1 + 2 cos2 10° + 2cos2 20°
450 000
= 1 _|_ 2-0J38482 + 2-0.93972 = 95 740 Н;
p2=p4=p3cos 10°=9574-0,9848=94 280 Н;
Р1=Р5=Р3 cos 20°=95 740-0,9397=89 960 Н; ’
Р6_1о=ДГпр/5=45О 000/5=90 000 Н;
Л1-14=ДГп/2= 133 620/2=66’810 Н.	,
7.	Проверка прочности крепления упорами.
Размеры нагружаемых сечений и результаты вычисленных для
них значений F и Wx приведены в табл, на рис. XIV. 1.
Расчет напряжений производят по максимальному усилию Р3=
= 95 740 Н:
/’/95 740-16,7 \2	/ 95 740 \2	„	_ „
у ( 219,5-10-’ J + 4 ^47~10~4 J = 83,4 МПа < t95 МПа]:
/"/ 95740-0,15 \2
|/ ( 313,6-10-’ ) +4
95 740 V
67,2-10-4 )
= 53,9 МПа <[165 МПа];
VcM=Pnp/PcM = H 375/12=94,8 МПа<[250 МПа],
при этом Рсм=3- (1,6+2,4) = 12 см2.
8.	Проверка механической прочности подкладных брусьев на
смятие.
Поперек трансформатора уложены четыре бруса размерами
130X150x2200. Напряжение смятия подкладных брусьев равно:
Qi + FB 9,81-75 000 + 337 500
°см — £~~Fcm =	Д3200-10-4	=0,82 МПа< [1,8 МПа],
при этом FCM = 4-15-220 = 13 200 см2.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	ГОСТ 11677-75. Трансформаторы силовые. Общие техниче-
ские условия.
2.	ГОСТ 3484-77. Трансформаторы силовые. Методы испытаний.
3.	РТМ 16 687 000-73. Инструкция по транспортировке, выгрузке,
хранению и вводу в эксплуатацию трансформаторов общего назна-
чения на напряжение ПО—500 кВ. — М.: Информэлектро, 1973.
4.	ОАХ 458 003-70. Инструкция по транспортировке, хранению
и вводу в эксплуатацию трансформаторов на напряжение до 35 кВ
включительно без ревизии их активных частей. — М.: Информ-
электро, 1971.
5.	Нормы испытания электрооборудования. — М.: СЦНТИ
ОРГРЭС, 1977. — 420 с.
6.	Сборник директивных материалов. Электрическая часть. —
М.: Энергия, 1971. — 462 с.
7.	Прудомииский В. В. Устройства переключения трансформато-
ров под нагрузкой. — М.: Энергия, 1976.— 287 с.
8.	Якобсон И. А. Наладка быстродействующих переключающих
устройств силовых трансформаторов. — М.: Энергия, 1976. — 93 с.
9.	Вавин В. Н. Трансформаторы тока. — М.: Энергия, 1966. —
103 с.
10.	Годунов А. М., Сещенко Н. С. Охлаждающие устройства
масляных трансформаторов. — М.: Энергия, 1976. — 214 с.
11.	Городецкий С. А., Гельман Н. Л. Испытание и монтаж вво-
дов высокого напряжения. — М.: Энергия, 1970.— 135 с.
12.	Сулимова М. И. Газовая защита с реле РГЧЗ-66. — М.;
Энергия, 1976. — 53 с.
13.	Инструкция по перевозке грузов негабаритных и погружен-
ных на транспортеры по железным дорогам СССР. — М.: Транспорт,
1968.
14.	Скляров П. В. Безрельсовая перевозка трансформаторов.—
М.: Энергия, 1971. — 391 с.
15.	Городецкий С. А. Монтаж силовых трансформаторов напря-
жением до ПО кВ. — М.: Энергия, '1972. — 77 с.
16.	Липштейн Р. А., Шахнович М. И. Трансформаторное мас-
ло. — М.: Энергия, 1968. — 350 с.
17.	Лизунов С. Д., Сушка и дегазация изоляции трансформато-
ров высокого напряжения. — М.: Энергия, 1971. — 97 с.
18.	Маневич Л. О., Долгов А. Н. Осушка масла цеолитами. —
М.: Энергия, 1972.— 166 с.
19.	Маневич Л. О. Обработка трансформаторного масла. — М.:
Энергия, 1975. — 71 с.
20.	Методические указания по прогреву силовых трансформато-
ров при ремонте и монтаже/ Г. Л. Каган, В. Н. Кузнецов и др.—
М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1970, —67 с.
21.	Эксплуатация и совершенствование высоковольтных аппара-
тов и трансформаторов. — Труды ВНИИЭ, 1976, вып. 49. — 122 с.
22.	Леонидова Н. Б. Методы сушки силовых трансформато-
ров. — В кн.: Передовые методы ремонта трансформаторов. — М:
Энергия, 1967. — 75 с.
23.	Королев Б. И. и др. Основы вакуумной техники/ Б. И. Ко-
ролев, В. Н. Кузнецов, А. И. Пипко, В. Я. Плисковский. — М.: Энер-
гия, 1975.—414 с.
24.	Загрязнение и методы очистки нефтяных топлив/ Я. Б. Черт-
ков и др. — М.: Химия, 1970. — 237 с.
25.	Испытание мощных трансформаторов и реакторов/ Г. В. Алек-
сенко, А. К. Ашрятов, Е. А. Веремей, Е. С. Фрид. — М.: Энергия,
1978. —518 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .	................................. 3
Глава первая. Основные технические данные силовых
трансформаторов....................................... 5
1.1.	Номенклатура силовых трансформаторов ....
1.2.	Особенности конструкции силовых масляных транс-
форматоров, определяющие объем и последователь-
ность монтажных работ.................................. 9
1.3.	Основные направления в совершенствовании кон-
струкции и технологии монтажа трансформаторов .	11
Глава вторая. Транспортировка, погрузка и выгрузка
трансформаторов.......................................13
2.1.	Демонтаж и отправка трансформаторов с завода-
изготовителя ..........................................13
2.2.	Транспортировка трансформаторов по железной дороге	19
2.3.	Безрельсовая транспортировка трансформаторов	.	.	23
а)	Общие технические требования...............23
б)	Перевозка трансформаторов на автотрайлерах и
прицепах......................................25
в)	Особенности транспортировки трансформаторов на
санных прицепах.......................... 28
2.4.	Погрузка и разгрузка	трансформаторов	....	29
2.5.	Перемещение трансформаторов по территории под-
станции ...............................................35
Глава третья. Хранение	и	консервация	трансформаторов.	38
3.1.	Приемка после транспортировки. Оценка состояния
трансформатора.........................................38
3.2.	Хранение трансформаторов............................42
3.3.	Длительное хранение	комплектующих узлов и деталей 43
а)	Хранение вводов...................................43
б)	Хранение узлов и деталей системы охлаждения
типа ДЦ и Ц........................................47
в)	Хранение остальных составных частей трансфор-
маторов ...........................................48
Глава четвертая. Подготовительные работы по монта-
жу	трансформаторов...............................49
4.1.	Организация работ............................49
4.2.	Подготовка к монтажу высоковольтных	вводов . .	51
а)	Подготовка вводов на напряжение 3—35 кВ .	.	51
б)	Подготовка маслоподпорных вводов	....	53
в)	Подготовка вводов с твердой изоляцией ...	55
г)	Подготовка маслонаполненных высоковольтных
вводов на напряжение 110—750 кВ....................56
4.3.	Подготовка к монтажу встроенных трансформаторов
тока...................................................63
4.4.	Подготовка к монтажу комплектующей аппаратуры
и приборов.............................................67
а)	Подготовка	газового	реле........................67
б)	Подготовка	термометрических сигнализаторов .	.	70
Глава пятая. Подготовка и хранение трансформаторного
масла.................................................72
5.1.	Номенклатура и требования к трансформаторному
маслу..................................... 72
5.2.	Организация маслохозяйства и хранение трансформа-
торного масла...................................77
5.3.	Обработка масла центрифугированием	....	78
5.4.	Обработка масла фильтрованием..............79
5.5.	Адсорбционный метод обработки масла	.	.	82
5.6.	Обработка масла в вакуумных установках	...	87
5.7.	Испытания трансформаторного масла..........91
Глава шестая. Производство монтажных работ иа транс-
форматорах 6—ПО кВ мощностью до 100 МВ-А ...	99
6.1.	Монтаж трансформаторов общего назначения, транс-
портируемых в собранном виде...........................99
6.2.	Монтаж герметизированных трансформаторов .	.	107
а)	Монтаж трансформаторов серии ТМЗ ....	107
б)	Особенности монтажа трансформаторов серии
ТНЗ, заполненных негорючей жидкостью (совтолом) 111
6.3.	Особенности монтажа сухих трансформаторов .	.	112
6.4.	Монтаж трансформаторов, транспортируемых в ча-
стично демонтированном виде...........................114
а)	Порядок и последовательность работ . .	.	114
б)	Монтаж вводов..................................116
в)	Установка привода и иаладка переключателей ти-
пов ПБВ и ПТЛ...................................119
г)	Монтаж расширителя и выхлопной трубы .	.	.	122
д)	Монтаж фланцевых соединений....................126
е)	Монтаж аппаратуры и контрольных кабелей .	. 1.29
6.5.	Монтаж системы охлаждения типа М и Д . .	. 132
Глава седьмая. Производство работ на мощных силовых
трансформаторах напряжением ПО—750 кВ .	.	.	.	139
7.1.	Объем и последовательность работ.................139
7.2.	Разгерметизация трансформаторов для установки
комплектующих узлов..................................141
7.3.	Обеспечение мер против увлажнения изоляции в пе-
риод разгерметизации.................................143
7.4.	Установка вводов и встроенных трансформаторов
тока.................................................150
а)	Монтаж установок встроенных трансформаторов
тока...........................................150
б)	Монтаж	вводов	НН........................152
в)	Монтаж	маслоподпорных	вводов................155
г)	Монтаж	вводов	110—330	кВ....................155
д)	Монтаж вводов 400—750 кВ ..	. . .	.	158
е)	Монтаж вводов напряжением НО—500 кВ для вы-
соковольтного кабельного подключения трансфор-
маторов .........................................163
7.5.	Монтаж расширителя, выхлопной трубы, отсечных и
предохранительных клапанов, аппаратуры и вспомо-
гательных металлоконструкций ....................... 164
7.6.	Ревизия трансформаторов..........................170
Глава восьмая. Монтаж системы охлаждения типов ДЦ
и	Ц...............................................  183
8.1.	Система охлаждения типа ДЦ. Конструктивные осо-
бенности и принцип работы............................183
8.2.	Подготовка и монтаж системы	охлаждения типа ДЦ 188
а)	Монтаж охлаждающих устройств...................188
б)	Монтаж электронасосов..........................189
в)	Монтаж маслопроводов...........................190
г)	Заполнение системы охлаждения маслом .	.	.	191
8.3.	Система охлаждения типа Ц. Конструкция и принцип
работы...............................................192
8.4.	Подготовка и монтаж системы охлаждения типа Ц 194
8.5.	Автоматическое управление системой охлаждения .	199
8.6.	Установка шкафов управления, монтаж силовых и
контрольных кабелей, проверка работы и пробное
включение системы охлаждения.........................207
8.7.	Особенности монтажа системы охлаждения типа ДЦ
и Ц при направленной циркуляции масла в трансфор-
маторе ..............................................209
Глава девятая. Монтаж и наладка устройств регули-
рования напряжения под нагрузкой........................211
9	.1. Технические данные и принцип работы основных при-
меняемых типов РПН...................................211
9	2. Монтаж реакторных переключающих устройств .	. 219
а)	Конструкция и принцип действия РПН . .	. 219
б)	Особенности монтажа реакторных устройств РПН 221
в) Проверка работы переключающего устройства . 222
9.3.	Монтаж погружных переключающих устройств ти-
па РНОА..............................................226
а)	Особенности конструкции и кинематическая схема 226
б)	Монтаж устройств РПН .	 230
в)	Проверка и наладка работы устройства РПН .	.	232
г)	Ревизия устройства РПН.........................233
9.4.	Особенности монтажа и наладка погружных рези-
сторных устройств РПН других типов .... 237
а) Переключающие устройства типа SAV, SDV и SCV
производства ГДР...............................237
б)	Переключающие устройства типа PC произ-
водства НРБ . .-..................................238
в)	Переключающее устройство типа РНТА-35/320 .	.	240
г)	Навесные резисторные переключающие устройства
типа РНОА .....................................245
9.5.	Монтаж и наладка приводов устройств РПН .	.	249
Глава десятая. Монтаж устройств защиты масла и изо-
ляции ............................................. 255
10.1.	Монтаж пленочной защиты масла и изоляций . .	.	255
10.2.	Монтаж азотной защиты изоляции и масла .	.	.	260
10.3.	Монтаж адсорбционных воздухоосушителей .	.	.	266
10.4.	Монтаж фильтров непрерывной регенерации масла . 270
10.5.	Монтаж термоэлектрического осушителя .... 273
Глава одиннадцатая. Оценка состояния изоляции
трансформаторов.........................................275
11.1.	Комплексное рассмотрение факторов, определяющих
состояние изоляции . . . . ' .	. ' . . . . 275
11.2.	Метод измерения сопротивления изоляции и коэффи-
циента абсорбции......................................278
11.3.	Метод измерения угла диэлектрических потерь .	. 285
11.4.	Методы оценки состояния изоляции путем измерения
характеристик «емкость—частота» и «емкость—время» 289
11.5.	Метод непосредственной оценки увлажнения твердой
изоляции при помощи образцов..........................292
41.6. Выбор способов дополнительной обработки изоляции 295
Глава двенадцатая. Технологические процессы обра-
ботки изоляции при монтаже....................... 297
12.1.	Вакуумирование трансформаторов...................297
12.2.	Заливка трансформаторов маслом...................302
12.3.	Нагрев трансформаторов...........................305
12.4.	Подсушка изоляции трансформаторов ....	314
а)	Подсушка с нагревом изоляции маслом и вакууми-
рованием .........................................314
б)	Низкотемпературная подсушка изоляций с приме-
нением ловушки водяных паров . .	.	.	.	.	317
Глава тринадцатая. Сушка трансформаторов . .	.	321
13.1.	Общие сведения...................................321
13.2.	Вакуумная сушка трансформаторов 150—500 кВ
в собственном баке индукционным методом нагрева 323
а) Подготовка места, активной части, оборудования
и приборов..........................................323
б)	Расчет и монтаж средств	нагрева.............329
в)	Указания по организации	работ...............335
г)	Порядок выполнения и контроля технологического
процесса сушки и пропитки изоляции .... 337
13.3.	Особенности безвакуумной сушки трансформаторов
в собственном баке индукционным методом иагрева 339
13.4.	Другие методы нагрева активных частей при сушке
трансформаторов в собственном баке...................340
а) Нагрев трансформаторов при помощи пара . . 340,
б) Нагрев трансформаторов при помощи токов нуле-
вой последовательности........................  .	341
Глава четырнадцатая. Пусконаладочные испытания
трансформаторов................... ..................342
14.1.	Назначение, объем и порядок испытаний ....	342
14.2.	Измерение потерь холостого хода при малом одно-
фазном возбуждении...................................344
14.3.	Измерение активного сопротивления обмоток .	.	.	347
14.4.	Измерение коэффициента трансформации ....	349
14.5.	Проверка группы соединения обмоток .	.	.	.	351
14.6.	Проверка электрической прочности изоляции прило-
женным напряжением.....................................356
Глава пятнадцатая. Завершающие работы по монта-
жу, введение трансформаторов в эксплуатацию .	.	358
15.1.	Завершающие работы по монтажу трансформатора .	358
15.2.	Опробование работы трансформатора на холостом
ходу.................................................:	362
15.3.	Контроль состояния и обслуживание трансформато-
ров в начальный период эксплуатации ....	364
Глава шестнадцатая. Техника безопасности и про-
тивопожарные мероприятия при монтаже трансформаторов 366
16.1.	Организация работ по технике безопасности и проти-
вопожарной технике при монтаже трансформаторов .	366
16.2.	Техника безопасности при производстве такелажных
/ работ ...............................................368
16.3.	Техника безопасности и противопожарные мероприя-
тия при сборке трансформаторов.........................369
16.4.	Техника безопасности и противопожарные мероприя-
, тия при сушке, подсушке и нагреве трансформаторов 372
16.5.	Основные требования техники безопасности при испы-
таниях трансформаторов и комплектующих узлов 373
Глава семнадцатая. Неисправности, возникающие
в процессе монтажа трансформаторов, и способы их устра-
нении ....................................................374
17.1.	Устранение неисправностей на активной части транс-
форматора .............................................374
а)	Восстановление	поврежденной	изоляции	отводов	375
б)	Восстановление	изоляционных	деталей	активной
части.......................................375
в)	Пайка медных отводов.......................... .	377
17.2.	Устранение неплотностей бака трансформатора и ком-
плектующих узлов.......................................380
17.3.	Устранение некоторых неисправностей комплектующих
узлов трансформатора...................................384
а)	Повреждение фарфоровых покрышек вводов .	. 384
б)	Устранение вибраций вентиляторов системы охлаж-
дения типа Д........................................384
в)	Устранение повреждений мягких резервуаров азот-
ной защиты и гибких оболочек пленочной защиты
трансформатора.....................................385
Пр иложение I. Основные технические данные масляных
трансформаторов общего назначения, необходимые при
проведении монтажных работ ............................386
Приложение II. Технические данные железнодорожных
транспортеров ........................................ 392
Приложение III. Технические характеристики автомобиль-
ных и санных прицепов . ..............................394
Приложение IV. Технические характеристики автомобиль-
ных тягачей..........................................396
Приложение V. Оборудование, инструмент, материалы и
инвентарь, применяемые при монтаже трансформаторов .	399
Пр вложение VI. Размеры и технические характеристики
высоковольтных вводов с бумажно-масляной изоляцией
для силовых трансформаторов...........................399
Пр иложение VII. Запрессовка обмоток и магнитопрово-
да трансформаторов....................................405
Пр иложение VIII. Технические данные бессальниковых
маслонасосов ........................................ 411
Приложение IX. Технические данные водомасляных
охладителей...........................................411
Приложение X. Технические данные переключающих
устройств............................................/412
Приложение XI. Круговые диаграммы резисторных пере-
ключающих устройств...................................413
Приложение XII. Технические данные приводов устройств
РПН................................................-.415
Приложение XIII. Технические данные вакуумного обо-
рудования ............................................416
Прил о ж е н и е XIV. Расчет крепления трансформаторов на
железнодорожном площадочном транспортере ....	419
Список литературы........................................425