А.М. ГОДУНОВ
А.ЛМАЗУР
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ

0ГЛАВЛ ЕНИ É
Предисловие, .	.	.	.	.	.	-	.	•	■	.	-3
Глава первая. Виды и назначение устройств и арматуры, устанав¬
ливаемых на трансформаторах .........	4
Глава вторая. Контрольные и сигнальные устройства .	.	.8
I.	Общие сведения	8
2.	Указатели уровня масла .	  8
3.	Термометры	15
4.	Термометрический сигнализатор .	.	.	.	.	.	.	. 16
5.	Манометры и мановакуумметры	20
6.	Реле низкого уровня масла	 	21
7.	Трансформаторы тока (ТТ)	встроенные	24
Глава третья. Защитные устройства	30
8.	Общие сведения	<	.	.	.	.	, , .	.30
9.	Расширитель .	 	30
10х Выхлопная труба	 	42
11.	Предохранительный	клапан	45
12.	Реле давления	46
13.	Газовое реле	48
14.	Устройство для отбора	пробы газа .	.	.	.	... 55
15.	Предохранительный клапан пожаротушения .	.... 56
'	16. Пробивной предохранитель .	.	.			58
Глава четвертая. Система защиты масла от воздействия окру¬
жающего воздуха	60
17.	Общие сведения	00
18.	Воздухоосушители .			60 1
19.	Установка азотной защиты масла	 -	65
20.	Установка автоматической подпитки азотом	70
21.	Другие способы защиты масла	74
22.	Сравнение различных способов защиты масла	77
Глава пятая. Устройства очистки масла	79
23.	Общие сведения	79
24.	Термосифонный фильтр	79
25.	Сетчатый фильтр	83
26.	Адсорбционный фильтр	84	[
Глава шестая. Вводы," присоединения кабелей и вторичных цепей 84
27.	Общие сведения	’			84
28.	Армированные вводы классов напряжения до .35 кВ включительно 91
29.	Съемные вводы .	.	.	.	.	■	93
30.	Вводы на высокие напряжения . -	101
31.	Устройство контроля изоляции	вводов	конденсаторного	типа	.	.111
32.	Изоляторы опорные .	.	:*	. -	. Т .	•	■	.114
33.	Сборные коробки зажимов	. а.	. - X -	•	•	■ И5
34.	Кабельные муфты .		120
Глава седьмая. Подъем и передвижение трансформаторов. Арма¬
тура баков	.123
35.	Катки, тележки и каретки	поворотные	123
36.	Подъемные приспособления	133
37.	Подъемно-дом кратное устройство	[38
38.	Арматура трансформаторных	баков	140
Список литературы

ТРАНСФОРМАТОРЫ
Выпуск 33
А. М. ГОЛУНОВ, А. Л. МАЗУР
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
(УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ
И ЗАЩИТЫ, вводы,
АРМАТУРА)
МОСКВА «ЭНЕРГИЯ» 197В

БКК 31.261.8
Г62
УДК 621.314.21.04
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
Г. В. Алексенко, Б. Б. Гельперин, С. Д. Лизунов, И. Ю. Мелешко,
Г. Н. Петров, С. И. Рабинович, С. П. Розанов, А. В. Сапожников’
Л. Н. Шифрин
Голунов А. М., Мазур А. Л.
Г 62 Вспомогательное оборудование трансформато¬
ров: (Устройства контроля и защиты, вводы, арма¬
тура).— М.: Энергия, 1978.—144 с.— (Трансформа¬
торы; Вып. 33).
45 к.
В «книге рассмотрены конструкции и принцип работы защитных,
контрольных и сигнальных устройств -масляных трансформаторов, кон¬
струкции трансформаторных «вводов, приспособлений для подъема и
передвижения трансформаторов ® заводских условиях н в период под¬
готовки их к эксплуатации. Описана арматура трансформаторных ба¬
ков. Освещены вопросы установки вспомогательного оборудования, его
наладкн и эксплуатации. Указаны некоторые направления совершен¬
ствования конструкций этого оборудования. Все -изложенное в книге
относится и к масляным реакторам. Рассмотрены также принцип ра¬
боты и конструкция оборудования, устанавливаемого на трансформа¬
торах с заполнением негорючей жидкостью.
Книга предназначена для специалистов, занятых эксплуатацией,
ремонтом, а также производством трансформаторов. Она может быть
полезной для студентов средних специальных и высших учебных заве¬
дений.
30307-408	БКК 31.261.8
051(01)-78 Ь8’78	6П2.1.02
Алексей Михайлович Г о л у н о в,
Александр Льводич Мазур
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
(УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ, ВВОДЫ,
АРМАТУРА) -
Редактор А. Г. К р а й з ,
Редактор издательства М. И: Н'и к ойае в а
Художественный редактор Д. И. Ч esp н ы ш о в
Технический редактор М. Г. Юханова
Корректор И. А. Володяева
ИБ № 623
Сдано в набор 20.02.78	Подписано к печати 03.08.78	Т-15527
Формат 84X108*73, Бумага типографская № 2 Гарн. шрифта литературная
Печать высокая.	Усл. печ. л. 7,56	Уч.-изд. л. 8,58
Тираж 20 000 экз.	Заказ 556.	Цена 45 к.
Издательство «Энергия», Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государственном
комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии
И книжной торговли. Москва. М-114, Шлюзовая наб., 10.
© Издательство «Энергия», 1978 г.

ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящая книга имеет целью ознакомить читателей
с вспомогательным оборудованием трансформаторов.
Отдельные вопросы, связанные с установкой и экс¬
плуатацией вспомогательного и контрольного оборудо¬
вания в трансформаторах, рассматривались ранее и
разрозненно были опубликованы в разных книгах.
Современное трансформаторостроение предъявляет
повышенные требования к контрольному и вспомогатель¬
ному оборудованию. В этой книге нашли отражение все
вопросы, связанные с новыми требованиями к вспомога¬
тельному и контрольному оборудованию трансформато¬
ров.
В книге рассмотрены конструкция и принцип работы
защитных, контрольных и сигнальных устройств, необ¬
ходимых для нормальной эксплуатации трансформато¬
ров, конструкция трансформаторных вводов, приспособ¬
лений для подъема и передвижения трансформаторов
в заводских условиях и в период подготовки их к экс¬
плуатации; описана арматура трансформаторных баков.
Авторы считают своим приятным долгом принести
искреннюю благодарность канд. техн, наук А. Г. Крайзу
за редактирование и инж. Н. С. Сещенко за рецензиро¬
вание, а также канд. техн, наук А. В. Сапожникову,
О. И. Сисуненко, В. Н. Карабаеву, инж. Ю. С. Гитину,
Л. Е. Айлову, В. С. Суворову, Ю. А. Оганесяну, предо¬
ставившим необходимые материалы для написания кни¬
ги, и другим товарищам за их советы при работе над
рукописью.
Все замечания и пожелания по данной книге авторы
просят направлять по адресу: 113114, Москва, М-114,
Шлюзовая наб., 10, изд-во «Энергия».
Авторы

Глава первая
ВИДЫ И НАЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВ И АРМАТУРЫ,
УСТАНАВЛИВАЕМЫХ НА ТРАНСФОРМАТОРАХ
Силовой трансформатор является одним из основных
элементов электрической сети или системы. Передача
электрической энергии на большие расстояния требует
многократной трансформации напряжения. В связи
с бурным развитием электрических сетей непрерывно из
года в год растет выпуск силовых трансформаторов.
Быстрый рост отечественной энергетики требует соз¬
дания надежно работающих трансформаторов больших
мощностей на высокие напряжения — 330, 500, 750 и
1150 кВ.
Рост единичной мощности трансформаторов приво¬
дит к тому, что перебои в электроснабжении в случае
аварийного выхода из строя одного из них приводят
к большому материальному ущербу. Опыт эксплуатации
показывает, что неисправности комплектующей аппара¬
туры трансформаторов являются причиной выхода из
строя мощных трансформаторов, как и дефекты основ¬
ных частей — магнитопровода и обмоток. Поэтому боль¬
шое значение имеют высокое качество устанавливаемой
на трансформаторе аппаратуры, особенно вводов ВН,
а также применение надежных контрольных, сигналь¬
ных, защитных устройств и арматуры.
Чем больше мощность трансформатора, тем сложнее
его эксплуатация. Такой трансформатор снабжается
большим количеством вспомогательного оборудования.
Действовавший до 1965 г. ГОСТ 401-41 устанавливал
кроме основных требований также требования к арма¬
туре и защитным устройствам. Повышение требований
к силовым трансформаторам привело к замене ГОСТ
401-41 на ГОСТ 11677-75 «Трансформаторы силовые.
Общие технические условия», в котором значительно
расширены требования к защитным, сигнальным и кон¬
трольным устройствам и арматуре; ГОСТ 11677-75 уста-
4

павливает необходимый минимум таких устройств.
Существующие государственные стандарты на отдель¬
ные серии трансформаторов на классы напряжения от
ПО до 500 кВ предусматривают применение некоторой
дополнительной аппаратуры или увеличение количества
ранее применяемой аппаратуры.
Все вспомогательное оборудование трансформаторов
условно можно разделить на следующие группы:
1) контрольные и сигнальные устройства; 2) защитные
устройства; 3) устройства переключения ответвлений
обмоток; 4) охлаждающие устройства; 5) вводы;
6) приспособления для подъема и передвижения; 7) ар¬
матура трансформаторных баков.
На примере совершенствования конструкции стрелоч¬
ного маслоуказателя можно видеть, как трубчатые и
плоские маслоуказатели уступают место стрелочным.
Сначала это был просто указатель, стрелка которого
на циферблате указывала уровень масла в расширителе.
Теперь это не только контрольный, но и сигнальный при¬
бор, который срабатывает при возникновении опасности
ухода масла из расширителя и дает сигнал об этой
опасности.
Контрольные и сигнальные устройства позволяют
следить за состоянием трансформатора при его работе.
Так, при помощи маслоуказателя контролируют уровень
масла. Термометры и термосигнализаторы показывают
температуру масла в верхних слоях. Манометры пока¬
зывают давление масла и воды до и после маслоохла¬
дителя и на насосах системы охлаждения, а манова¬
куумметры указывают давление в баке герметизирован¬
ного трансформатора. Трансформаторы тока (ТТ) через
присоединенные к ним показывающие приборы позво¬
ляют определять значение тока, протекающего по об¬
моткам трансформатора. Они служат также и для за¬
щиты (обеспечивают отключение трансформатора при
опасных повышениях тока).
Широко применяются устройства для осушения вхо¬
дящего в трансформатор воздуха — воздухоосушители,
а также устройства для химической очистки и восста¬
новления (регенерации) масла. Применение этих
устройств значительно повышает срок службы масла и
замедляет процесс старения твердой изоляции. Приме¬
няемый в указанных устройствах сорбент — силикагель
хорошо поглощает влагу из воздуха, а также влагу,
5

шлам, кислоты и перекисные соединения из масла.
В настоящее время ведется поиск новых, более эффек¬
тивных конструкций таких устройств. В частности, раз¬
работаны термоэлектрический осушитель воздуха и дру¬
гие подобные аппараты. Но наиболее широко приме¬
няется в трансформаторах, в которых масло соприка¬
сается с окружающим воздухом, испытанный временем
простой силикагелевый воздухоосушитель с масляным
затвором. Для защиты масла от увлажнения и окисле¬
ния все более широкое применение находит азотная за¬
щита. Она исключает непосредственное соприкосновение
масла с окружающим воздухом. В последнее время ши¬
роко начинает внедряться также пленочная защита,
которая практически полностью исключает контакт мас¬
ла с окружающим воздухом при помощи гибкой обо¬
лочки, встроенной в расширитель трансформатора.
Защитным устройством от повышения давления
в баке трансформатора с расширителем служит выхлоп¬
ная труба. Несмотря на широкое применение во всем
мире такого устройства, его эффективность недостаточ¬
но изучена. Существует мнение, что это устройство не
может абсолютно надежно защитить бак от повышения
давления.
Для снижения давления сверх допустимого зарубеж¬
ные фирмы в последние годы стали применять механи¬
ческие клапаны. В СССР также разработана конструк¬
ция такого клапана, которая широко внедряется. Для
трансформаторов без расширителей широкое примене¬
ние нашло реле механического действия, снижающее
давление путем разрушения стеклянной мембраны с по¬
мощью приспособления, реагирующего на повышение
давления.
Очень важным защитным устройством является газо¬
вое реле. Оно также реагирует на повышение давления
в баке трансформатора. Реле устанавливается на транс¬
форматорах с расширителями. Его назначение — давать
сигнал о скоплении определенного количества газа и
отключать трансформатор при бурном газообразовании
или при превышении скорости масла, устремляющегося
к расширителю, по сравнению с нормальной скоростью
движения масла. Со времени изобретения реле оно не¬
однократно усовершенствовалось и претерпело большие
изменения. Ранее существовавшие реле давали ложные
срабатывания (сигналы, даже отключения трансформа¬
6

торов) из-за вибрации. В современных газовых реле эти
недостатки практически устранены.
Вводы являются неотъемлемой и весьма важной
частью трансформатора. К ним предъявляют высокие
требования по надежности, так как они в значительной
мере определяют надежность трансформатора в целом.
Все отечественные трансформаторные заводы применяют
съемные вводы на напряжения до 35 кВ включительно
вместо применявшихся ранее вводов, армированных во
фланцы. Съемные вводы значительно легче и экономич¬
нее армированных; их конструкция позволяет быстро
заменить поврежденный фарфоровый изолятор без от¬
соединения токоведущего элемента ввода от отвода об¬
мотки. Вводы ВН классов напряжения НО—750 кВ
имеют три исполнения по конструкции изоляции: масло¬
барьерные, бумажно-масляные и с твердой изоляцией.
Вводы с маслобарьерной изоляцией имеют большую
массу и габариты и применяются очень редко.
Наиболее надежными считаются герметичные вводы,
конструкция которых исключает соприкосновение масла
ввода с атмосферой. Они имеют меньшие габариты и
массу. За рубежом все больше стали применять вводы
с твердой изоляцией. Они имеют еще меньшие массу
и габариты. Нижняя часть такого ввода, погруженная
в масло трансформатора, не имеет фарфоровой покрыш¬
ки, она обычно короче, чем во вводах других конструк¬
ций, это облегчает установку ввода в баке. Такие вводы
при установке не требуют полного слива масла из бака.
Их устанавливают на торцевой - части бака горизон¬
тально. Вводы с твердой изоляцией выпускаются со
встроенными ТТ, расположенными на изоляционном
остове ввода. В связи с этим отпадает необходимость
применения на трансформаторе специальных адаптеров
для размещения ТТ.
Для перемещения трансформатора к месту его уста¬
новки в пределах подстанции применяют тележки и ка¬
ретки с переставными катками для осуществления про¬
дольного и поперечного передвижения. За последнее
время каретки претерпели значительные изменения. Они
стали легче ранее применявшихся и удобнее в эксплуа¬
тации. Изменились также и подъемные приспособления.
Раньше основным таким приспособлением был крюк,
но в связи с изменением конструкции бака и примене¬
нием баков колокольного типа крюки ' уступают место
7

другим конструкциям. Находят применение конструк¬
ции, совмещающие в себе приспособление для подъема
трансформатора краном с приспособлением для его
подъема домкратами.
На трансформаторных баках (особенно мощных
трансформаторов) применяется большое количество раз¬
нообразной арматуры: краны, вентили и задвижки для
заливки и слива масла, для подключения устройства
очистки масла, для присоединения трубопроводов
охлаждающей системы. В основном применяется стан¬
дартная трубопроводная запорная арматура.
Глава вторая
КОНТРОЛЬНЫЕ И СИГНАЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
'Ъ
1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Контрольные и сигнальные устройства охватывают
комплекс аппаратуры, следящей за нормальной работой
трансформатора в процессе его эксплуатации. Эти
устройства разделяются на две группы: 1) аппараты,
следящие за нормальной работой электрической части
трансформатора, например ТТ; 2) аппараты, следящие
за состоянием масла в трансформаторе, — маслоуказа¬
тели, термосигнализаторы, реле минимального уровня
масла и др.
2.	УКАЗАТЕЛИ УРОВНЯ МАСЛА
Масляные трансформаторы снабжают указателями
уровня масла (маслоуказателями). Согласно ГОСТ
11677-75 маслоуказатель располагают со стороны НН.
По требованию заказчика маслоуказатель может распо¬
лагаться со стороны ВН. Он должен быть выполнен так,
чтобы легко было наблюдать за уровнем масла с уровня
установки трансформатора. Применяются три конструк¬
ции маслоуказателей: плоские, трубчатые и стрелочные.
Маслоуказатель устанавливают на дне расширителя
в пределах его полезной емкости (рис. 1), а в трансфор¬
маторах без расширителя — на стенке бака в его верх¬
ней части.
Маслоуказатель используется как при колебаниях
уровня масла в зависимости от изменений окружающей
температуры и нагрузки трансформатора, так и при
8

теля; 2 — маслоуказатель; 3 —
съемное стальное дно расши¬
рителя; 4 — трансформаторное
масло.
заливке масла в трансформатор или его доливке. Ой
должен показывать уровень масла во всем диапазоне
расширения масла от минимального до максимально
допустимого. Поэтому при использовании плоского и
трубчатого стеклянных масло¬
указателей минимальный до¬
пустимый уровень масла в рас¬
ширителе должен быть выше
низа видимой части стекла,
а высший расчетный уровень—
ниже верхней точки видимой
части стекла. Во всех случаях
низший допустимый уровень
должен быть с запасом на про¬
изводственные отклонения, т. е.
выше верхней точки конца мас¬
лопровода, выступающего Рнс- 1- Установка маслоука-
внутрь расширителя. Стеклян-
ные маслоуказатели работают
по принципу сообщающихся
сосудов.
а)	Плоский стеклянный
маслоуказатель. Плоские маслоуказатели (рис. 2) уста¬
навливают на расширителях диаметром 200—470 мм или
на верхних частях стенок баков трансформаторов, не
имеющих расширителей.
Плоский маслоуказатель изготовляется из органиче¬
ского прозрачного стекла 2 толщиной 3 и шириной
20 мм. Длины применяемых в настоящее время масло¬
указателей составляют 141, 186 и 371 мм. Иа стекле
нанесены три контрольные черты, соответствующие
уровням масла в неработающем трансформаторе при
температурах масла —45, +15 и +40°С. Для установки
маслоуказателя стекло вставляют в фигурную резино¬
вую шайбу 3. Стекло вместе с шайбой накрывают сталь¬
ным фасонным фланцем 4 толщиной 2 мм, который гай¬
ками 6 на вваренных в дно расширителя шпильках 5
крепится на дне расширителя 1 или стенке бака. В дне
делают два отверстия диаметром 10 мм для того, чтобы
масло из расширителя поступало под стекло маслоука¬
зателя.
Конструкция плоского маслоуказателя проще и на¬
дежнее конструкции трубчатого маслоуказателя, стекло
которого может разбиться. Тем не менее маслоуказате-
9

Рис. 2. Установка пло¬
ского маслоуказателя на
дне расширителя.
1 — съемное стальное дно
расширителя; 2 — плоское
стекло маслоуказателя; 3 —
резиновая шайба, уплотняю¬
щая стекло маслоуказателя;
4 — прижимной стальной фа¬
сонный фланец; 5 — вварен¬
ная в дно шпилька; 6 —
гайка.
го сечения, плотно
Ли больших размеров прйМейЯіь
не рекомендуется, так как надеж¬
ного уплотнения по всему пери¬
метру стекла можно достичь
только при стеклах малых разме¬
ров. Недостатком такого масло¬
указателя является то, что уро¬
вень масла можно видеть, только
если стоять против дна расшири¬
теля, на котором установлен мас¬
лоуказатель; сбоку уровень мас¬
ла не виден.
б)	Трубчатый маслоуказа¬
тель. Трубчатые маслоуказатели
устанавливают на расширителях
диаметром от 470 мм и более.
Маслоуказатель (рис. 3) пред¬
ставляет собой стеклянную труб¬
ку 1 диаметром 16 или 30 мм, гер¬
метично закрепленную сверху и
снизу в коленах 2 из алюминие¬
вого сплава. Герметизация дости¬
гается при помощи резиновых
прокладок — шайб 3 полукругло¬
облегающих стеклянную трубку
в местах сочленения с коленами, и сжатых прижимны¬
ми фланцами 4 при помощи болтов и гаек. Верхнее и ниж¬
нее колена через резиновые уплотнительные прокладки
крепят болтами и гайками к патрубкам, вваренным в дни¬
ще расширителя 6. Патрубки на днищах необходимы
для создания достаточного зазора между стеклянной
трубкой маслоуказателя и днищем.
Конструкция нижнего колена благодаря опорным
выступам в зоне соприкосновения с торцом стеклянной
трубки и кольцевому зазору допускает отклонение оси
трубки от вертикали на угол до 20° в любую сторону.
Такой способ сочленения стеклянной трубки и колена
исключает ее поломку при креплении маслоуказателя
к фланцам, вваренным в днище с взаимной несоос¬
ностью. Больший перекос недопустим, так как при за¬
тягивании нажимных фланцев трубка может лопнуть.
Нижнее колено снабжено запорным винтом 7, вывора¬
чивая который, можно перекрыть поступление масла из
расширителя в маслоуказатель, это может потребовать-
10

Рис. 3. Установка трубчатого ма¬
слоуказателя.
/ — стеклянная трубка; 2 — алюминие¬
вые колена (нижнее и верхнее); 3~
резиновые прокладки; 4 — стальные
прижимные фланцы; 5 — фасонная ре¬
зиновая прокладка, уплотняющая ма¬
слоуказатель; 6 — съемное стальное
дно расширителя; 7 — специальный за¬
порный винт.
ся при замене стеклянной
трубки, ее очистке или сме¬
не резиновых уплотнений.
Маслоуказатели с диа¬
метром стеклянной трубки
16 мм применяют для расши¬
рителей диаметрами 470 и
690 мм, и, как правило, их
не демонтируют на время.
транспортирования. Поэто¬
11023—24
му для защиты стекла от
случайных повреждений при транспортировании на мас¬
лоуказатель устанавливают стальной кожух. Маслоука¬
затели с диаметром стеклянной трубки 30 мм приме¬
няют для расширителей диаметрами 940, 1260 и 1570 мм,
используемых в мощных трансформаторах. Поскольку
у таких трансформаторов на время транспортирования
всегда демонтируют расширитель и маслоуказатель
(отправляется заказчику в отдельной упаковке), защит¬
ный кожух не нужен.
Контрольные температурные отметки уровней масла
наносят непосредственно на днище расширителя краска¬
ми пли эмалями, стойкими к атмосферным воздейст¬
виям. Некоторые заводы-изготовители применяли труб¬
чатые маслоуказатели, конструкции которых несколько
отличались от описанной. Трубчатые маслоуказатели
удобнее в эксплуатации по сравнению с плоскими, од¬
нако не удовлетворяют всем требованиям потребителей.
Их применение в климатических районах с интенсивной
солнечной радиацией нежелательно.
в)	Стрелочный магнитный маслоуказатель. В транс¬
форматорах отечественного производства мощностью
10 МВ-А и более широкое распространение получает
стрелочный магнитный маслоуказатель (рис. 4). Кон¬
струкция маслоуказателя поплавковая; связь поплавка,
находящегося на поверхности масла внутри расшири-
11

теля, со стрелочным наружным указателем уровня осу¬
ществляется посредством рычажного привода и двух
постоянных магнитов. Один из магнитов механически
связан с поплавковым приводом и расположен вместе
с ним во внутренней полости расширителя. Второй рас¬
положен снаружи, отделен от первого тонкой немагнит¬
ной герметичной перегородкой и несет на себе стрелку
указателя. Поля магнитов взаимодействуют через пере¬
Рис. 4. Стрелочный маслоуказатель.
а — стрелочный маслоуказатель для расширителей, снабженных пленочной
защитой масла; б — то же для расширителей, сообщающихся с атмосферой;
/ — наружный магнит; 2 — литой корпус из немагнитного материала; 3~
внутренний магнит; 4 — привод (исполнение I); 5 — рычаг; £ —поплавок; 7 —
ограничитель; 8 — магнитоуправляемый контакт (геркон); 9 — выводы коробки
зажимов; 10 — привод (исполнение II).
11023—Іэ
городку, в результате они оба перемещаются одинаково
и синхронно в зависимости от положения поплавка.
Маслоуказатели предназначены для установки на
расширителях диаметрами 470—1570 мм и изготовляют¬
ся в двух исполнениях: для герметичных трансформа¬
торов, снабженных встроенной пленочной защитой мас¬
ла от увлажнения и окисления (рис. 4,я), и для транс¬
форматоров, сообщающихся с атмосферой посредством
воздухоосушителей (рис. 4,6). Оба исполнения иден¬
тичны и различаются лишь конструкцией привода, яв¬
ляющегося съемным узлом корпуса маслоуказателя,
выполненного из алюминиевого сплава.
12

Привод маслоуказателя, предназначенного для уста¬
новки на трансформаторе со встроенной в расширитель
эластичной оболочкой (исполнение I), представляет со¬
бой тонкостенную трубу — рычаг из алюминиевого спла¬
ва диаметром 16 мм, на одном конце которого закреплен
поплавок — буковый шарик, а на втором — кронштейн,
связывающий две конические зубчатые шестерни с под¬
ковообразным магнитом. Длина рычага прямо пропор¬
циональна длине расширителя (630—2335 мм) и выби¬
рается так, чтобы при изменении уровня масла в рас¬
ширителе от минимального до максимального рычаг,
следуя за поплавком, поворачивался на угол 40°. При
этом передаточным отношением конических шестерней
обеспечивается вращение магнита на угол 165°.
Конструкция привода маслоуказателя исполнения
II проще: с одной стороны рычага из стальной прово¬
локи диаметром 3 мм установлен пробковый поплавок,
с противоположной — перпендикулярно закреплена ось
магнита. Поплавок, находясь на поверхности масла,
при изменении его уровня в расширителе сообщает вра¬
щательное движение непосредственно магниту, ось ко¬
торого может свободно вращаться в подшипниках
кронштейна. Длина рычага также зависит от диаметра
расширителя (190—740 мм).
Приводы маслоуказателей обоих исполнений взаимо¬
заменяемы и крепятся к корпусу при помощи четырех
винтов. С внешней стороны к корпусу винтами прикреп¬
лена обойма (крышка) из алюминиевого сплава с уста¬
новленной внутри нее шкалой диаметром 245 мм, маг¬
нитом и стрелкой. Полость обоймы защищена от внеш¬
ней среды стеклом, которое прижимается к обойме через
резиновые кольцевые прокладки фланцем, винтами и
гайками. Стрелка укреплена на магните, представляю¬
щем собой прямоугольную пластину, расположенную на¬
против соосно внутреннему магниту, связанному с при¬
водом. Оба магнита разделены стенкой корпуса тол¬
щиной около 2 мм. Наружный магнит, увлекаемый
полем, следует за внутренним и, поворачиваясь вокруг
своей оси, поворачивает стрелку.
Об уровне масла в расширителе судят по положе¬
нию стрелки относительно стандартных контрольных от¬
меток на шкале. Шкала маслоуказателя снабжена так¬
же отметками, соответствующими минимальному и
максимальному допустимым уровням масла.
13

В корпусе маслоуказателя размещен герметизиро¬
ванный магнитоуправляемый контакт — геркон типа
КЭМ-1, замыкающий цепь сигнализации при предель¬
ном снижении уровня масла в расширителе. Геркон
(рис. 5) представляет собой пару контактных ферромаг¬
нитных плоских пружин 1, впаянных в герметичный
стеклянный баллон 2, заполненный инертным газом.
Впаянные в баллон концы пружин образуют нормально
открытый контакт; контактирующие поверхности по¬
крыты золотом, родием или палладием.
Рис. 5. Магнитный герметизированный контакт (геркон).
1 — контактные ферромагнитные пружины; 2 стеклянный баллон.
Принцип действия геркона следующий. Под воздей¬
ствием постоянного магнитного поля достаточной на¬
пряженности ферромагнитные контактные пружины,
являющиеся одновременно и элементами магнитной це¬
пи, намагничиваются. Образованные на их концах раз¬
ноименные магнитные полюсы, взаимно притягиваясь,
изгибают контактные пружины до их соприкосновения,
замыкая таким образом контакт. После снятия воздей¬
ствия магнитного поля силы упругой деформации воз¬
вращают пружины в исходное положение, вследствие
чего контакт размыкается. В корпусе маслоуказателя
геркон расположен таким образом, что его срабатыва¬
ние происходит от поля магнитов, приближающихся
к контакту при положении стрелки на шкале, соответ¬
ствующем минимальному уровню масла в расширителе.
Магнитоуправляемый контакт допускает коммутиро¬
вание тока сигнальной цепи при мощности не более
15 Вт и напряжении 220 В постоянного или 150 В пере¬
менного тока. Для подсоединения кабеля сигнальной
цепи трансформатора корпус маслоуказаі .я снабжен
коробкой зажимов, позволяющей закрепить также и за-
14

щитный гибкий металлический рукав кабеля. Маслоукй-
затель крепится .к фланцу расширителя болтами и перед
отправкой трансформатора заказчику демонтируется,
привод отделяется от корпуса.
Стрелочный маслоуказатель является совершенным
и надежным контрольным устройством по сравнению
с трубчатым, а его применение исключает необходимость
использования специальных реле низкого уровня масла,
устанавливаемых на расширителях трансформаторов
мощностью 10 МВ-А и более (ГОСТ 11677-75).
3.	ТЕРМОМЕТРЫ
Для контроля температуры на трансформаторах
мощностью до 630 кВ-А устанавливают ртутные техни¬
ческие термометры. Применяют термометры типа А,
т. е. прямые, № 4 (с пределами измерений 0—160°С) по
ГОСТ 2823-73 с длиной верхней части, где установлена
шкала, 240+10 и нижней 160+10 мм. Диаметр верхней
части термометра равен 18, а нижней 8 мм. Термометры
изготовляются из стекла (ГОСТ 1224-71), резервуар
термометра в .процессе его изготовления должен быть
отожжен. Термометры заполняются ртутью (ГОСТ
4658-73), предварительно очищенной и просушенной.
Применяют термометры с ценой деления шкалы 2°С.
Допустимые погрешности термометров не должны пре¬
вышать одного деления шкалы.
Термометр устанавливают на крышке трансформато¬
ра следующим образом (рис. 6). Нижнюю часть термо¬
метра 1 помещают в гильзу 2 (карман) —открытый
сверху стальной тонкостенный цилиндр. К гильзе при¬
варен фланец 6, который закреплен на крышке 7 дву¬
мя шпильками 4, приваренными к ней, и гайками 5.
Уплотнение создает резиновая шайба 3 между крышкой
и фланцем. Термометр нижней частью (на 150 мм) на¬
ходится под крышкой, измеряя температуру масла
в верхних слоях. Для уменьшения температурного пере¬
пада между гильзой и термометром гильзу заполняют
трансформаторным маслом. Верхняя часть термометра
защищена стальным цилиндрическим кожухом 8, в кото¬
ром через прорезь длиной 170 мм можно видеть шкалу
и изменение уровня ртути. Кожух крепят к гильзе тремя
винтами.
15

Термометр устанавливают со стороны НН трансфор¬
матора у края крышки, продольная ось фланца должна
быть параллельна большой оси бака для более удоб-
Рис. 6. Установка термометра.
/—термометр; 2 —стальная гильза; 3— уплотняющая резиновая шайба; 4 —
вваренная в крышку шпилька; 5 — гайка; 6 — стальной фланец, приваренный
к гильзе; 7 — крышка трансформатора; 8 — стальной защитный кожух.
ного наблюдения. Размещение термометра, кроме того,
зависит от расположенных вблизи от гильзы частей
трансформатора, находящихся под напряжением.
4.	ТЕРМОМЕТРИЧЕСКИЙ СИГНАЛИЗАТОР
Для контроля температуры масла в баке и сигнали¬
зации о достижении предельно допустимых температур
трансформаторы мощностью 1000 кВ-А и более нор¬
мального исполнения, а также герметизированные мас¬
ляные трансформаторы мощностью 160 кВ-А и более
снабжают термометрическим сигнализатором. Трансфор¬
маторы с охлаждением видов Д, ДЦ и Ц снабжают
двумя термосигнализаторами, из которых один служит
16

для измерения температуры в верхних слоях Масла, вто¬
рой— для управления автоматикой вентиляторов дутья
и насосов циркуляции масла.
Рис. 7. Термометрический сигна¬
лизатор типа ТСМ-100.
Термосигнализатор типа ТСМ-100 (рис. 7) представ¬
ляет собой паровой манометрический дистанционный
термометр с электроконтактным устройством. Принцип
его действия основан на зависимости между температу¬
рой и давлением насыщенных паров заполнителя (метил
хлористый технический), заключенного в герметически
замкнутой термосистеме (рис. 8), состоящей из термо- .
баллона 17, соединительного капилляра 1, защищенного
металлической оплеткой, и манометрической пружины 2.
Температура трансформаторного масла передается тер¬
мобаллону, ввинченному в гильзу на крышке трансфор¬
матора. При повышении температуры термобаллона
в нем увеличивается давление паров заполнителя. Это
давление передается по капилляру в манометрическую
пружину и вызывает ее упругую деформацию. Деформа¬
ция пружины посредством рычажного передаточного ме¬
ханизма (18 и 15) вызывает отклонение показывающей
стрелки 5 на шкале прибора 4.
Контактное устройство прибора состоит из контакт¬
ных щеток 13, жестко связанных с осью 16 стрелки, и
двух секторов с контактами 12 и 11. Секторы связаны
с двумя передвижными стрелками-указателями — жел¬
той 6 и красной 19. Контактная щетка при перемещении
стрелки скользит по секторам. При установке стрелки-
указателя при помощи арретира 7 на определенную
2—556	17
бтМетку шкалы замыкание соответствующего контакта
происходит при подходе показывающей стрелки 5
к передвижному указателю 6. Если, например, желтая
стрелка-указатель установлена на отметку шкалы, соот¬
ветствующую + 50°С, а красная на +55°С, то при
повышении температуры контакт замыкается при совпа¬
дении стрелки с концом желтой стрелки-указателя и при
дальнейшем повышении температуры до 55°С замыкает-
Рис. 8. Электрокинематическая схема термосигнализатора типа
ТСМ-100.
/ — капилляр; 2 — манометрическая пружина; 3 — ось; 4 — шкала прибора;
5 — показывающая стрелка; 6 — желтый указатель; 7 — арретир; 8 — рубиль¬
ник на щите управления; 9 — сигнальные лампы, расположенные на щите
управления; 10— контактная плата прибора; 11 и 12 — сектора с контактами;
13— контактные щетки; 14— крепление щеток; 15 и 18—передаточное
устройство; 16 — ось стрелки; 17 — термобаллон; 19 — красный указатель.
ся второй контакт (конец стрелки совпал с концом крас¬
ной стрелки-указателя), при этом первый контакт
остается замкнутым. Для установки желтой или
красной стрелки-указателя отвертывают соответствую¬
щую пробку на лицевой стороне корпуса прибора, за¬
крывающую отверстие против установочного винта, и
отверткой производят установку стрелки-указателя на
требуемую отметку шкалы. После этого пробку плотно
завинчивают во избежание попадания влаги внутрь
прибора.
Пределы измерения температуры термосигнализато¬
ром типа ТСМ-100 составляют 0—100°С. Класс точности
18

Рис. 9. Установка термобаллона термо¬
сигнализатора.
1—стальная гильза; 2 — штуцер с резьбой;
3 — приваренный к гильзе фланец; 4 — крыш¬
ка трансформатора; 5 — болт; 6 — приварен¬
ный к крышке фланец.
прибора в пределах 0—40°С ра¬
вен 4 (цена деления в пределах
этих температур составляет 5°С),
в пределах 40—100°С 2,5 (цена
деления 2‘°С). Сигнальные кон¬
такты выдерживают без повреж¬
дений 50 000 замыканий и размы¬
каний при разрывной мощности
25 В -А.
Термобаллон имеет диаметр
16 и длину 160, 250, 315 или
400 мм. Длина капилляра состав¬
ляет 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 12 или
16 м. Термобаллон термосигнализатора помещается
в стальную тонкостенную гильзу 1 (рис. 9), запол¬
ненную трансформаторным маслом, и закрепляет¬
ся сальниковым штуцером 2 при помощи резьбы
М27Х2. Гильза в свою очередь при помощи приварен¬
ного к ной фланца 3 крепится к крышке трансформато¬
ра 4. На трансформаторах мощностью до 4000 кВ-А
включительно крепление осуществляется шпильками,
вваренными в крышку, а на трансформаторах больших
мощностей — болтами 5, ввертываемыми в приваренный
к крышке фланец 6.
Перед отправкой трансформатора заказчику термо¬
метрический сигнализатор демонтируют. При этом тер¬
мобаллон вынимают из гильзы и отверстие в гильзе
закрывают ввертываемой в него пробкой. Корпус сиг¬
нализатора на гладких трансформаторных баках уста¬
навливают на стороне НН на трех бобышках и крепят
к ним винтами Мб. При невозможности размещения сиг¬
нализатора на стенке бака допускается его установка
на одинарных радиаторах и на круглых трубах трубча¬
тых баков. В этом случае он крепится на пластине, ко¬
торая закрепляется на трубах. Под сигнализатор
в местах его крепления устанавливают резиновые шай¬
бы, служащие амортизаторами,
2*
19

Корпус сигнализатора устанавливают на трансфор¬
маторе на высоте около 1,5 м от уровня фундамента. От
атмосферных осадков корпус обычно защищен метал¬
лическим козырьком. При установке термосигнализатора
необходимо осторожное обращение с капилляром: недо¬
пустимы его резкие перегибы (с радиусом менее 150 мм),
многократные изгибания, удары, могущие привести к за¬
купорке внутреннего отверстия и к нарушению его гер¬
метичности. Рекомендуется прокладывать капилляр
в газовой трубе. Кроме того, нельзя допускать, чтобы
мгновенное значение тока включения и отключения сиг¬
нального устройства превышало 0,2 А при напряжении
переменного тока 220 В.
5.	МАНОМЕТРЫ И МАНОВАКУУММЕТРЫ
■Манометры устанавливают на патрубках .маслоохладителей на
входе и выходе масла и воды при масляно-водяном охлаждении
трансформатора с принудительной циркуляцией масла (вид охлаж¬
дения Ц по ГОСТ 11677-75). Они предназначаются для контролу
за (перепадом давления воды и масла в маслоохладителе и за пре¬
вышением давления ма-сла над давлением воды, создаваемым для
исключения воможности попадания воды в масло в случае образо¬
вания в трубках маслоохладителя небольших, так называемых
«волосяных» трещин.
Манометры устанавливают также на нагнетательном патрубке
насосов циркуляции масла. По показаниям манометра определяют
правильность направления вращения ротора насоса: при правильном
направлении вращения показание манометра должно быть больше,
чем .при неправильном.
Применяются манометры технические пружинные (ГОСТ 8625-69)
с диаметром корпуса 100 мм, с верхними пределами измерений
6 или 10 кгс/см2 (6-105 или 10-105 Па) класса точности 1,6. По¬
грешность показаний манометров не должна превышать +1,6%.
Цена деления шкалы для манометра с верхним пределом измерений
6 кгс/см2 (6-105 Па) составляет 0,1 кгс/см2 (1-Ю4 Па), а с верх¬
ним пределом измерений 10 кгс/см2 (10-ІО5 Па)—0,2 кгс/см2
(2-ІО4 Па).
Мановакуумметры (ГОСТ 8625-69 и 13717-74) применяют на
герметизированных трансформаторах с азотной зашитой масла без
расширителей. Они устанавливаются на стенке бака на расстоя¬
нии около 125 мм от его верха в зоне азотной «подушки». Мано-
вакуумметры предназначаются для контроля давления азота в баке
трансформатора и сигнализации о его снижении или повышении.
Манавакуумметры имеют диаметр корпуса 160 мм, класс точ¬
ности 1,6 с верхним пределом избыточного давления 1,5 кгс/см2
(1,5-ІО5 Па) и вакуум.метрического давления 1 кгс/см2 (1-Ю5 Па).
Основная допускаемая .погрешность срабатывания сигнального
устройства в процентах верхнего предела измерений составляет
+2,5; цена деления шкалы 0,05 кгс/см2 (5-103 Па) (рис. 10).
Прибор снабжен сигнальным устройством с замыкающими и
размыкающими контактами, имеющими установку на срабатывание
20

при верхнем и нижнем заданных значениях давления. Установка
сигнального устройства для срабатывания при определенных зна¬
чениях давления производится по шкале прибора при помощи сиг¬
нальных стрелок. Положение стрелок устойчивое. Контактная си¬
стема рассчитана на напряжение 220 В постоянного или перемен¬
ного тока. Ее контакты должны выдерживать не менее 100 000
замыканий и размыканий. Для присоединения к внешним электри¬
ческим цепям мановакуумметры снабжены коробкой зажимав. Ма¬
новакуумметры, устанавливаемые
на трансформаторах, предназначе¬
ны для работы при температуре
окружающего воздуха 0—60°С и.
относительной влажности до 80%..
Рис. 10. Мановакуумметр типа ЭКМВ-І-УТ-Н.
Рис. 11. Установка мановакуумметра.
1 — стальная пластина; 2— стальной кронштейн; 3 — стальная трубка; 4—
пробковый кран; 5 — стальной патрубок; 6 — стенка бака трансформатора;
7 — мановакуумметр.
Мановакуумметр 7 (рис. 11) крепится к пластине /, которая
устанавливается на кронштейне 2. Сообщение прибора с измеряе¬
мой средой осуществляется металлической трубкой 3, присоеди¬
ненной к пробковому крану 4 с условным проходом 15 мм, уста¬
новленным на патрубке 5, который вварен в стенку 6 бака транс¬
форматора.
6.	РЕЛЕ НИЗКОГО УРОВНЯ МАСЛА
Реле низкого уровня масла служит для замыкания цепи сиг¬
нализации при понижении уровня масла в .расширителе ниже до¬
пустимого и устанавливается на трансформаторах мощностью
10 МВ-А .и более согласно ГОСТ 11677-75.
Реле низкого уровня масла — поплавкового типа. Применяются
две конструкции реле. Старая конструкция (рис. 12) предусматри¬
вает полый металлический поплавок 2, на котором неподвижно
закреплен стеклянный ртутный переключатель 7. Ось поплавка
вращается в отверстиях стоек, закрепленных на крышке, с наруж¬
ной стороны которой установлена коробка зажимов 3, снабженная
сальником 4 для уплотнения подводимого к реле кабеля.
21

В заполненном маслом расширителе поплавок находится в верх¬
нем положении. При этом ртутный контакт переключателя нор¬
мально разомкнут. При понижении уровня масла в расширителе
ниже допустимого поплавок опускается и поворачивает ртутный
переключатель настолько, что происходит замыкание ртутью его
контактов и тем самым замыкается цепь питания сигнального
устройства. При отклонении ртутного стеклянного переключателя
от горизонтального положения на угол 17—19° против часовой
стрелки контакты размыкаются; при этом зазор между непогружен¬
ным контактом и ртутью составляет не .менее 4 мм. При откло¬
нении переключателя от горизонтального положения на угол 5° по
часовой стрелке контакты замыкаются, т. е. оба электрода надежно
погружены в ртуть.
Ртутный стеклянный переключатель типа ГР (рис. 13) пред¬
ставляет собой стеклянную ампулу 1, частично заполненную ртутью
2. В ампулу впаяны металлические контакты 3. Переключатели
рассчитаны на работу в цепи постоянного или переменного тока
1 А при напряжении 220 В. Стекло баллона не имеет посторонних
включений, царапин и пузырей, влияющих на его прочность. Коэф¬
фициент объемного расширения стекла близок к коэффициенту рас¬
ширения металлических контактов для обеспечения прочного впая
последних. Ампулы переключателей после впайки контактов отжи¬
гают. Ртуть (ГОСТ 4658-73) для наполнения ампул не должна
нарушать работу переключателей. Допускается образование на¬
лета на стенках ампул, если он не влияет на качество работы пе¬
реключателя. Свободный объем ампул переключателей заполняют
водородом под давлением 60 000—86 500 Па. Переключатели вы¬
держивают не менее 50 000 переключений.
Проверку переключателей на герметичность и термическую
стойкость производят следующим образом. Переключатели кипятят
Рис. 12. Реле низкого уровня масла.
1 — переключатель ртутный; 2 — поплавок; 3 — коробка зажимов; 4 — сальник;
5 — фланец, на котором закреплено реле; 6 — фланец, вваренный в дно рас¬
ширителя; 7 — съемное дно расширителя; S — резиновая уплотняющая шайба;
9 — стенка расширителя. ■
22

в воде в течение 10—15 мин, после чего быстро переносят в воду
с температурой около 45°С и охлаждают до комнатной темпера¬
туры. При этом влага не должна проникать в баллон. Испытанию
подвергают 100% переключателей. Отсутствие внутренних напря¬
жений в стекле баллона определяют выборочным порядком на по¬
лярископе путем сравнения с эталоном. Иопытание на число пе¬
реключений производят путем включения переключателей в элек¬
трическую схему с активной нагрузкой, позволяющую нагружать
их постоянным или переменным током 1 А при напряжении 220 В.
Применяется поплавков реле
новой конструкции. На крышке
реле крепится каркас, на котором
смонтирован сигнальный элемент
реле, который состоит из широкой
плоскодонной чашки, имеющей
возможность проворачиваться во¬
круг оси. На чашке закреплены
подвижные серебряные контакты
реле. Неподвижные контакты реле
смонтированы на каркасе.
Когда реле находится в масле,
чашка сигнального элемента, при
помощи пружины приподнята не¬
сколько кверху і(на Б—1'0°); при
этом контакты разомкнуты. Ко¬
гда уровень масла снизится, вра¬
щающий момент,. создаваемый ве¬
сом масла в чашке, заставляет
ее опуститься и надежно замкнуть
контакты. Конструкция реле обес¬
печивает самовозврат элемента
в исходное положение после вос-
Рис. 13. Ртутный стеклянный
переключатель типа ГР.
1 — стеклянная ампула; 2 — ртуть;
3 — металлические контакты.
становления нормального уровня масла в расширителе.
Контакты реле выдерживают не менее 1000 срабатываний на
замыкание и размыкание цепи постоянного или переменного тока
до 0,2 А при напряжении 220 В. Контакты не замыкаются при
вибрации с частотой 75 Гц и двойной амплитудой 1,3 мм. Разомк¬
нутые контакты и изоляция токоведущих -частей реле выдерживают
испытание напряжением Й20 В переменного тока частотой 50 Гц
в течение 1 мин. Оба неподвижных контакта контактной группы
должны быть параллельны между собой. Подвижный контакт при
срабатывании касается обоих неподвижных. Уплотнение коробки
зажимов обеспечивает ее брызто- и пылезащищеиность.
Полностью собранное реле испытывают на герметичность транс¬
форматорным маслом при 70—90°С под давлением 1-Ю5 Па с вы¬
держкой 20 мин, а изоляцию электрических цепей реле относитель¬
но крышки реле и между собой испытывают в течение 1 мин на¬
пряжением 2000 В переменного тока частоты 50 Гц.
Реле крепится шестью болтами к фланцу 6 (рис. 12), прива¬
ренному к дну 7 расширителя. Уплотнением служит резиновая шай¬
ба 8. Расстояние А от оси реле до горизонтальной оси расшири¬
теля составляет (рис. 12):
Диаметр расширителя, мм
А, мм

690 ; 940 1260 1570
275 370 530 685
23

Перед установкой реле необходимо его проверить. Для этого
на шпильки выіводоів включают цепь сигнала (лампа, звонок) и,
опустив реле в сосуд с трансформаторным маслом, несколько раз
сливают и заливают масло, т. е. проверяют таким образом надеж¬
ность замыкания и размыкания контактов. После замыкания под¬
вижные контакты имеют ход по неподвижным не менее 2 м.м.
7.	ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА (ТТ| ВСТРОЕННЫЕ
Рис. 14. Встроенный ТТ типа
ТВТ.
1 — кольцевой сердечник из рулон-
ной холоднокатаной электротехни¬
ческой стали; 2 — обмотка; 3 — изо¬
ляционный каркас; 4 — гетннаксо-
вые клинья; 5 — выводы обмотки.
ГОСТ 11677-75 устанавливает, что силовые трансфор¬
маторы должны обязательно снабжаться встроенными
ТТ. При этом вторичные токи ТТ должны быть одина¬
ковыми. На каждой фазе силового трансформатора
один ТТ предназначен для
подключения приборов из¬
мерения, а другой — прибо¬
ров защиты; ТТ устанавли¬
вают на вводах стороны
ВН, а в трехобмоточных
трансформаторах с обмот¬
кой СН классов напряже¬
ния 35 кВ и выше — также
на стороне СН. Трансфор¬
маторы классов напряже¬
ния ниже ПО кВ мощностью
2,5 МВ-А и более, а также
класса напряжения ПО кВ
мощностью менее 6,3 М.В-А
снабжаются встроенными
ТТ, если это специально
оговаривается ГОСТ или
ТУ.
Номинальный первичный
ток ТТ, устанавливаемых
на линейных вводах обмоток класса напряжения ПО кВ
и выше силовых трансформаторов, обычно принимается
трехкратным по отношению к номинальному току транс¬
форматора с округлением до ближайшего большего
значения. На нейтральных вводах трансформаторов
устанавливают ТТ на номинальный первичный ток
600 А. В нейтраль обмотки СН класса напряжения
35 кВ ТТ не встраивают. Во встроенных ТТ номиналь¬
ный вторичный ток равен 1 или 5 А.
Встроенный ТТ (рис. 14) представляет собой коль¬
цевой сердечник 1 из электротехнической стали с нало¬
женной на него вторичной обмоткой 2. Сердечник и об-
24

мотка имеют маслостойкую изоляцию, способную дли¬
тельное время работать в горячем трансформаторном
масле. Изоляция 3 между обмоткой и сердечником вы¬
держивает испытательное напряжение 2 кВ в течение
1 мин. Первичной обмоткой ТТ является токоведущий
элемент ввода или отвод силового трансформатора.
Сверху и снизу на сердечнике установлены гетинаксо-
вые клинья 4, служащие для закрепления ТТ и придания
ему необходимой жесткости. На ТТ нанесена надпись
«Верх», определяющая его положение. На боковой
поверхности ТТ установлен щиток с его техническими
данными и обозначением расположения выводов 5 об¬
мотки 2.
Вторичная обмотка ТТ может иметь несколько сек¬
ций с отпайками, соответствующими различным коэф¬
фициентам трансформации. Подключение ТТ допу¬
скается лишь к одной секции. Предназначены ТТ для
длительной работы при температуре окружающего воз¬
духа от —40°С (эпизодически—45°С) до +40°С. Встраи¬
ваемые в силовые трансформаторы ТТ рассчитаны на
номинальные напряжения 35; ПО; 150; 220; 330 и
500 кВ. В основном применяют ТТ на следующие номи¬
нальные первичные токи: 300, 600; 1000; 1500; 2000;
3000; 4000; 6000 и 12 000 А. Ступени трансформации сле¬
дующие:	1
Номинальный первичный ток, А
300
600
1000
1500
2000
3000
4000
6000
12 000
Первичный ток при различных коэффициентах
трансформации, А
100—150—200—300
200—300—400—600
400—600—750—1000
500—750—1000—1500
1000—1500—2000
1000—1500—2000—3000
1000—2000—3000—4000
6000
12 000
Для ТТ установлены номинальные классы точности
0,5; 1; 3 и 10, характеризующие предельные погрешности
ТТ при различных значениях первичного тока и задан¬
ной вторичной нагрузке. Цифра, обозначающая класс
точности, соответствует предельно допустимому значе¬
нию токовой погрешности при номинальном первичном
токе. Класс точности необходимо учитывать для тех ТТ,
вторичная обмотка которых предназначена для подклю¬
чения измерительных приборов. Для ТТ, предназначен-
25

ных для дифференциальной защиты, вместо класса
точности указывается буква Д.
Предельную кратность Лю (наибольшее отношение
первичного тока к его номинальному значению, при
котором полная погрешность при заданной вторичной
нагрузке не превышает 10%) необходимо учитывать для
тех ТТ, вторичная обмотка которых предназначена для
подключения приборов релейной защиты. Предельная
кратность — это основная характеристика защитных ТТ,
которая определяет четкость и надежность работы за¬
щитных приборов в момент протекания тока короткого
замыкания (КЗ). Для обеспечения нормальной работы
защиты ТТ выбираются с таким расчетом, чтобы гаран¬
тируемая предприятием-изготовителем их предельная
кратность при заданной вторичной нагрузке была выше
наибольшей кратности сквозного тока КЗ. Предельная
кратность проверяется при типовых испытаниях ТТ по
схеме, установленной ГОСТ 7746-68.
Таблица 1
Класс точности
Первичный ток,
% номинально¬
го
Предельное значение
Пределы вто¬
ричной нагрузки
% номинальной,
при cos <рі=0.8
токовой пог¬
решности, %
угловой по¬
грешности. мин
0,5
10
20
100—120
±1,0
±0,75
±0,5
±60
±45
±30
25—100
1
10
20
100—120
±2,0
±1,5
±1,0
±120
±90
±60
25—100
3
50-120
±3,0
Не норми¬
руется
50—100
10
±ю
Предельные значения погрешностей ТТ для различ¬
ных классов точности приведены в табл. 1.
Токовая погрешность — это разность между вторич¬
ным током и приведенным ко вторичной цепи первичным
током, выраженная в процентах приведенного ко вто¬
ричной цепи первичного тока:
f = (^2-/1) • 100//1,
(1)
где пн — номинальный коэффициент трансформации;
/і — первичный ток, А; І2 — вторичный ток, А.
26

Угловая погрешность — это угол между векторами
первичного и вторичного токов. Угловая погрешность
считается положительной, когда вектор вторичного тока
опережает вектор первичного тока.
Номинальная вторичная нагрузка ТТ —это полное
сопротивление его внешней вторичной цепи, выраженное
в омах при коэффициенте мощности 0,8. Вторичная на¬
грузка может характеризоваться также кажущейся
мощностью в вольт-амперах, потребляемой ею при ко¬
эффициенте мощности 0,8 и при номинальном вторичном
токе. У ТТ, встраиваемых в силовые трансформаторы,
номинальная вторичная нагрузка находится в пределах
10—75 В-А.
Изоляция вторичных обмоток ТТ должна выдержи¬
вать в течение 1 мин испытательное напряжение, рав¬
ное 2 кВ. Его прикладывают между каждой из вторич¬
ных обмоток, замкнутой накоротко, и заземленными
частями, к которым присоединяются замкнутые нако¬
ротко прочие обмотки испытываемого ТТ. Наибольшая
допустимая температура нагрева ТТ должна быть не
выше 90°С. Превышение температуры частей над темпе¬
ратурой окружающего воздуха (-4-40°С) должно быть не
более 50°С.
Для встроенных ТТ гарантируется ток термической
стойкости, т. е. наибольшее действующее значение тока
КЗ за промежуток времени, которое ТТ выдерживает
в течение этого промежутка времени без нагрева токо¬
ведущих частей до температур, превышающих допусти¬
мые при токах КЗ и без повреждений, препятствующих
его дальнейшей работе:
для ТТ на напряжение 330 кВ и выше — односекунд¬
ный ток термической стойкости;
для ТТ на напряжения 110; 150 и 220 кВ —трехсе¬
кундный ток термической стойкости;
для ТТ на напряжение до 35 кВ включительно — че¬
тырехсекундный ток термической стойкости.
На ТТ применяется определенная маркировка вы¬
водных концов вторичной обмотки.
Каждый новый тип ТТ классов точности 0,5 и 1 со
вторичной обмоткой, предназначенной для питания из¬
мерительных приборов, проходит государственные ис¬
пытания в органах Государственного комитета стандар¬
тов Совета Министров СССР (ГОСТ 7746-68)
27

Рис. 15. Установка ТТ в адапте¬
рах.
/ — стальной цилиндр; 2 —ТТ; 3 —рас¬
порные буковые клинья; 4 —• крышка
адаптера; 5 — ввод ВН; 6 — фланец на
адаптере для подсоединения ввода; 7 —
болты для крепления ввода; 8 — фла¬
нец для крепления адаптера к крыш¬
ке; 9 —• коробка вторичных зажимов
ТТ; 10 — перегородка коробки зажимов,
отделяющая масло от воздуха; 11 —
вводы 0,5 кВ, к которым подсоединя¬
ются вторичные зажимы ТТ; 12 — люк
для подсоединения вторичных зажи¬
мов; 13 — сальник; 14 — крышка бака
трансформатора; 15— фланец на крыш¬
ке; 16 — передний люк коробки зажи¬
мов.
При установке ТТ на
отводах они располага¬
ются в баке силового
трансформатора в боль¬
шинстве случаев в верх¬
ней части под крышкой.
При установке ТТ на вво¬
дах их помещают в спе¬
циальные кожухи («адап¬
теры»), которые устанав¬
ливают на крышке сило¬
вого трансформатора.
Адаптер (рис. 15) пред¬
ставляет собой стальной
цилиндр 1 или два сва¬
ренных друг с другом ци¬
линдра разных диаметров.
В цилиндре большего диа¬
метра (верхнем) помеща¬
ются два ТТ 2. Диаметр
этого цилиндра зависит от
внешнего диаметра ТТ
с учетом расстояния от
его обмотки до стенки
цилиндра, в котором рас¬
полагаются клинья 3 из
электроизоляционного ма¬
териала (бук) или дру¬
гие приспособления, рас¬
крепляющие ТТ в цилин¬
дре, так чтобы он не пе¬
ремещался. Верхний ци¬
линдр имеет крышку 4
с отверстием, в которое
проходит ввод 5. На крыш¬
ке приварен фланец 6,
служащий для крепления ввода при помощи болтов 7.
Нижний цилиндр меньшего диаметра служит для креп¬
ления адаптера вместе с вводом на крышке 14 силового
трансформатора, имеющего фланец 15. Сбоку верхнего
цилиндра приварена коробка зажимов 9. Она имеет на¬
клонную перегородку 10, в отверстия которой устанав¬
ливают вводы 11 на напряжение 0,5 кВ. Перегородка
делит коробку зажимов на две части. Верхняя часть
28

заполнена маслом, й здесь концы отпаек обмоток ТТ
присоединяют к вводам через люк 12 в верхней части
коробки, который во время эксплуатации закрыт за¬
глушкой. В нижней части коробки зажимов к вводам
присоединяют провода, соединяющие ТТ с защитными
и измерительными приборами. Провода вводятся в ко¬
робку через сальник 13, расположенный на боковой
стенке коробки. Провода присоединяют через передний
люк 16. На крышке люка крепится щиток с техниче¬
скими данными ТТ. Существуют также адаптеры,
имеющие наклон относительно вертикальной оси. Они
применяются для наклонной установки вводов на сило¬
вом трансформаторе.
Транспортируются ТТ в тех же адаптерах, в которых
они устанавливаются на силовой трансформатор, за¬
крепляются там в рабочем положении или, если это тре¬
буется для обеспечения неподвижности ТТ, дополни¬
тельно расклиниваются и заливаются маслом. Адап¬
тер должен быть герметичным. Иногда допускается
отправление ТТ для комплектной поставки заводу-за¬
казчику без масла в деревянных ящиках, защищенных
от непосредственного попадания влаги внутрь. Перед
установкой ТТ в адаптер его предварительно просуши¬
вают при остаточном давлении не ниже 9300 Па и при
100—11О'°С в течение 8 ч, а затем адаптер заполняют
маслом.
Трансформаторы тока до монтажа хранят в адапте¬
рах, залитых маслом, в сухом помещении или, в край¬
нем случае, под навесом в положении, соответствующем
надписи на крышке адаптера «Верх». Непосредственно
перед монтажом из адаптера сливают масло, ТТ осмат¬
ривают и испытывают, а затем устанавливают на сило¬
вом трансформаторе. При этом общее время пребывания
ТТ без масла не должно превышать 24 ч.
Испытания ТТ проводят в следующем порядке:
1) проверяют коэффициент трансформации на всех от¬
ветвлениях; 2) проверяют междувитковую изоляцию ин¬
дуктированным напряжением 6’=/2KZ2lI, где /2к — вто¬
ричный ток, соответствующий номинальной предельной
кратности; Z2II— номинальная вторичная нагрузка. Про¬
верку проводят следующим образом: вторичную обмот¬
ку замыкают на вольтметр с сопротивлением не менее
2 кОм/B; ток в первичной обмотке плавно повышают
до значения, при котором показания вольтметра станут
29

равными Ü, выдерживают в течение 1 мин, после чего
напряжение снижают; 3) проверяют отсутствие витко-
вых замыканий (снимают нисколько точек кривой на¬
магничивания по данным паспорта и сравнивают полу¬
ченные данные с паспортными). Допускается отклонение
от заводских данных не более чем на ±10%; 4) из¬
меряют электрическое сопротивление обмоток и сравни¬
вают результаты с заводскими данными. При всех режи¬
мах работы силового трансформатора ТТ должен на¬
ходиться в масле.
После испытаний ТТ должен быть размагничен.
Во время работы ТТ его вторичные обмотки всегда
замкнуты на приборы или накоротко. Размыкание вто¬
ричных обмоток под током недопустимо, так как на
разомкнутой обмотке возникает высокое напряжение.
Размыкание вторичной обмотки приводит к остаточному
намагничиванию сердечника, которое вызывает увеличе¬
ние погрешностей ТТ. Поэтому в коробке зажимов уста¬
навливают табличку с надписью: «Внимание! Опасно!
На разомкнутой обмотке высокое напряжение!».
Глава третья
ЗАЩИТНЫЕ УСТРОЙСТВА
8.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Защитные устройства трансформаторов включают
в себя комплект устройств, реагирующих на различные
неисправности, возникающие в трансформаторе во время
эксплуатации. К таким устройствам можно отнести вы¬
хлопную трубу, реле давления, газовое реле и другую
аппаратуру. Кроме того, существует комплекс аппара¬
туры, защищающий масло в трансформаторе от увлаж¬
нения и окисления. Одним из главных типопредстави¬
телей такого рода защитных устройств является рас¬
ширитель. Остальные виды защит можно выделить
в отдельную группу — системы защиты масла от воздей¬
ствия окружающей среды.
9.	РАСШИРИТЕЛЬ
Для защиты масла в трансформаторе от увлажнения
и окисления, которые приводят к снижению электриче¬
ской прочности масла, а также бумажной и другой во¬
локнистой изоляции, применяют расширители. При на¬
личии расширителя значительно уменьшается увлажне-
30

ние и окисление масла в связи с тем, что поверхность
масла в расширителе значительно меньше, чем в баке
трансформатора, не имеющего расширителя, и, следова¬
тельно, меньше площадь соприкосновения масла с воз¬
духом. Кроме того, температура масла в расширителе
ниже, чем в верхней части бака трансформатора, и по¬
этому окислительный процесс происходит медленнее,
а так как циркуляция масла в расширителе практически
отсутствует, вода, попадающая в расширитель из воз¬
духа, и продукты окисления масла осаждаются в ниж¬
ней части расширителя и не попадают в бак трансфор¬
матора.
Все силовые масляные трансформаторы мощностью
25 кВ-А и более должны снабжаться расширителем или
другой защитой, предохраняющей масло в баке от непо¬
средственного соприкосновения с атмосферой (ГОСТ
11677-75).
Расширитель должен соответствовать следующим
требованиям.
1.	Емкость расширителя должна обеспечивать по¬
стоянное наличие в нем масла при всех режимах работы
трансформатора от отключенного состояния до номи¬
нальной нагрузки и при колебаниях температуры окру¬
жающего воздуха от —45 до +40°С (для умеренного
климата).
2.	Расширитель должен быть снабжен воздухоосуши-
телем с масляным затвором.
3.	Расширитель должен сообщаться с баком транс¬
форматора трубой, заканчивающейся внутри расшири¬
теля, чтобы исключить попадание осадков масла в бак.
Расширитель должен иметь съемное дно или люк.
В нижней части расширителя должно быть предусмот¬
рено устройство для слива масла. В трансформаторах
с газовым реле между расширителем и баком должен
быть кран с указателем положения.
4.	Около указателя уровня масла или на нем должны
быть хорошо различимые с уровня установки трансфор¬
матора три контрольные черты, соответствующие уров¬
ню масла в неработающем трансформаторе при темпе¬
ратурах масла —45, +15 и +40°С.
5.	В трансформаторах мощностью до 6300 кВ-А
включительно расширитель должен быть снабжен проб¬
кой для заливки масла, а в трансформаторах большей
мощности — вентилем.
31

Расчетная (полезная) емкость расширителя состав¬
ляет 8,75% объема масла в баке трансформатора для
умеренного климата. Минимальный объем масло имеет
при отключенном трансформаторе и температуре окру¬
жающего трансформатор воздуха —45°С, максимальный
объем — при наибольшем допустимом превышении тем¬
пературы масла в верхних слоях над температурой воз¬
духа, т. е. 55°С (ГОСТ 11677-75), и при температуре
воздуха +40°С. Среднее для всего объема превышение
температуры масла принимают равным 40°С. Тогда мак¬
симальная температура масла составит 40-|-40=80оС,
а диапазон колебаний температуры масла +80—(—45) =
= 125°С. Коэффициент объемного расширения трансфор-
Рис. 16. Объемы и разметка
расширителей трансформато¬
ров, применяемых в районах
с умерглны'.і климатом.
маторного масла равен 0,0007°С-1. Таким образом, наи¬
большее возможное изменение объема масла в транс¬
форматоре равно 0,0007-125=0,0875, или 8,75%.
В действительности емкость расширителя выбирают
несколько большей, чем расчетная. При температуре
масла —45°С его уровень должен быть несколько выше
нижней точки расширителя и ниже отметки —45°С. Это
связано с необходимостью иметь в нижней части рас¬
ширителя пространство для отстоя грязного масла и во¬
ды, а также место для присоединения нижнего колена
трубчатого маслоуказателя. Это условие справедливо
также при использовании на расширителе плоского мас¬
лоуказателя. При температуре масла +80°С его уро¬
вень должен быть несколько ниже верхней точки рас¬
ширителя и выше отметки «+40°С». Это связано, также
как и в первом случае, с необходимостью иметь место
для присоединения колена маслоуказателя (верхнего).
Поэтому полная емкость расширителя больше расчет¬
ной и составляет примерно 10% объема масла в баке.
Полезная емкость расширителя практически зависит от
конструкции маслоуказателя. Так, при трубчатом масло-
указателе полезная емкость ограничивается длиной ви¬
димой части стекла,
32

Таблица
3—556	■ зз

см
©
S
S
©
£
о
ы
с
сх
Е
СТ
сс
8. S
IQ О О О
TfLCOxf
04 140 СО -Ф
—’ —*— сч
OLOLCGQC
О 140 140 LQ тГ
OlCLObb-CD
С4ССС-N
СО СО ТГ LQ Ю
о Ю LO ОО LO о
Ю о LQ О О 04
—< о со о о о со
о тГ со СО со со 04
со г- оо о о —< со
•—< г—4
я —
S и
і £
g
& '
хл
О О LO ю
СО 04 04 СО
О О ООО
00 О 04 СО
ОО О О LO О
О г- о — — ю
Г- —< — — 04
ОСОСООСОГ-
04 04 04 0-1 СО СО
ю О LO о О О ио
04 оо О "Ф ОО
О СО LÏ0 'Т О1 о
04 Г-ооООО Ю
Ю Ю Ф Ь-ОС1
м
я
и
■É
ь
14)14000
0 04 Ю СП
О 04 04 О
°0 —<
О О О ОО О
ОО Ю — со СП 04
T-’OCQOOC-
СО О 004 Ь~ —«
04 04 СО СО СО
l-О Ю 140 О О 140 о
О О1 140 о 04 О
О СО О О —< Ь~ 04
О СО О •'ф LO 140
ио ио осо ь-оо со
Масса мг
1 расширителе	|
1 1 ичи - n-u - - ІМПАЯиАІПШ тпл
1
<-
!
140 тГ ОО —<
ю О —<
rt'ï’LQb
04 Г- 004 CN
00 ОО —1 LQ т—> ОО
00 СП —< 04	U0
140 О 01400 о
140 О —< СП о о —<
ь~ 0 04 xf СО—<140
— — 04 04 04 СО СО
о*-»
хл
— о СО
Г-СО 140
ѵр 140 Г- СП
ОО О Ь~ СО о —«
Г- 04 ОО Г- ОО 04
— СО rf СО ОО —
—< — —« —« —< 04
О О О о 140 о о
СО Ю ОО О СО О со
СОСООСОЬ-04 0-
04 04 04 со со ■’f
«
>>
Г- -йГ СО тГ
04 со оо ю
тГ Ю СО ОО
LQ СО 04 СО LO 00
О СП —«о —
о —’ со LO Г~ СП
00 О 140 О 140 140 о
СО СО	' СО 04
CN 140 00 04 СО О Ю
04 04 04 со со
Объем
расшмри-
теля,
л
о о о о
о юо о
О 04 О О
—« — ~ 04
О О о о ОО
ооююоо
LOCO —<10 0140
04 04 со СО
о о о о о о о
о о о о о о о
о со со —< о о о
140 LQ СО Ь~ 00 СП (—(
Условный
проход
маслопро¬
вода
о
со
08
о
оо
Длина
расширите¬
ля, L і
1
о о о о
04 о — 04
-г оо со со
-- — 04 04
О О О О О О
О Ю 04 04 О —•
О 04 О ОО 04 О
04 04 04 04 СО СО
о о оо о о о
ОО СП 140 140 О1 LQ 140
140 СО 04 СО —' СО т-<
04 04 СО СО тГ 140
Размеры, мм
§
I
[С
стенки, S
3,0
О
о
Внутренний
диаметр рас¬
ширителя, D
940




1260
1570
ТІримечание. Масса маета в расширителе трансформаторов в исюіяеииих У и ХЛ указана при 4-15°С, в исполнении Т—при -|-25 С.

Расстояния от нижней части расширителя до конт¬
рольных отметок «—45°», «—|—15°С» и «-р4'0°С» зависят
от диаметров расширителей, которые в свою очередь
определяются объемом расширителя. Для каждого диа¬
метра установлены определенные расстояния от нижней
части расширителя до отметок. Установлен нормализо¬
ванный ряд объемов расширителей в соответствии с ря¬
дом предпочтительных чисел /?10 (ГОСТ 8032-56) от 10
до 10 000 дм3. Диаметры расширителей (рис. 16 и
табл. 2) определены в зависимости от выбранных объ¬
емов с учетом безотходного раскроя стандартного листа
стали. Трансформаторные заводы изготовляют расшири¬
тели семи диаметров, а на каждый диаметр приходится
несколько длин. Длины расширителей получены в зави¬
симости от выбранных объемов и диаметров. Отноше¬
ние длины расширителей к их диаметру находится
в пределах 1,5—4.
Для указанных в табл. 2 диаметров расширителей
расстояния от нижней части расширителей до контроль¬
ных отметок приведены в табл. 3 и на рис. 16.
Таблица 3
Исполнение
Диаметр
расширите-
ля D, мм
Расстояние от нижней части рас¬
ширителя до контрольных отме¬
ток, мм
hi
/1а 1
л,
Умеренный климат (У) от
250
50
120
150
—45 до 4*40°С с контроль-
310
50
140
190
ными метками —45; 4*15;
470
80
230
295
4-40°С
690
100
335
420
940
100
430
590
1260
100
615
795
1570
100
800
1040
Холодный климат (ХЛ) от
250
50
130
155
—60 до 4*40°С с контроль-
310
50
160
195
ными метками —60; 4*15;
470
80
245
295
4-40°С
690
100
360
435
940
100
495
610
1260
100
665
780
1570
100
825
1040
Тропический климат (Т) от
250
50
НО
150
—10 до 4-50°С с контроль-
310
50
135
190
ными метками —10; 4-25;
470
80
200
285
4-50°С
690
100
300
415
940
100
390
580
1260
100
525
785
3‘
1570
100
655
940
35

' До унификации заводами выпускались расширители
с размерами, отличающимися от указанных в табл. 2.
Например, Московский электрозавод им. В. В. Куйбы¬
шева (МЭЗ) выпускал- трансформаторы с расширите¬
лями, имеющими диаметры 180; 250; 310; 440; 610; 760;
920 и 1240 мм. Соответственно расстояния от нижней
точки расширителей до контрольных отметок отличают¬
ся от Ьриведенных в табл. 3.
Расположение расширителя относительно трансфор¬
матора регламентируется стандартами на отдельные ви¬
ды (типы) трансформаторов и, в частности, ГОСТ
11920-73, 12022-76, 12965-74, 15957-70, 17544-72, 17545-72
и 17546-72. В основном он располагается вдоль узкой
стороны трансформатора справа от бака, если смотреть
на трансформатор со стороны вводов ВН. На трансфор¬
маторах больших мощностей расширитель часто распо¬
лагается вдоль широкой стороны бака. Выбор располо¬
жения расширителя по высоте зависит от нескольких
факторов. Расширитель обычно устанавливают так, что¬
бы соблюдались условия: 1) минимальный уровень мас¬
ла В нем был выше вводов, внутренняя полость которых
сообщается с баком (так называемые «маслоподпорные
вводы») ; 2) минимальный уровень масла в расширителе
был выше газового реле; 3) минимальный уровень был
выше адаптеров, на которых устанавливаются вводы
ВН, которые всегда заполнены маслом.
Однако завышать установку расширителя по отно¬
шению к минимально необходимой не следует, так как
это увеличивает общую высоту трансформатора и дав¬
ление масла в баке.
Расширитель устанавливают так, чтобы были вы¬
держаны изоляционные расстояния от него и его арма¬
туры до вводов и, кроме того, чтобы он не мешал подъе¬
му полностью собранного трансформатора краном.
Раньше расширители выносили от трансформатора
на дополнительные строительные конструкции и фунда¬
менты.
В большинстве случаев корпус расширителя пред¬
ставляет собой цилиндр, сваренный из листовой стали
и двух доньев. Размеры листов стали в зависимости от
размеров расширителя выбирают различными: длина
1500—5000 мм, ширина 800—1400 мм и толщина 1,4—
4 мм (ГОСТ 19903-74 и 19904-74). Внутренняя поверх¬
ность расширителя окрашивается маслостойкими лака¬
36

ми, а наружная — йодоотталки¬
вающими. При отсутствии окрас¬
ки внутренняя поверхность, нахо¬
дящаяся над маслом, подверга¬
ется коррозии. Окраску внутрен¬
ней поверхности расширителей
диаметром до 690 мм производят
через съемные донья (рис. 17),
а расширителей диаметром более
690 мм — через специальные лю¬
ки. В расширителях больших
диаметров и длин делают два лю¬
ка — по одному на каждом дне.
Расширитель без съемного дна
или люка в дне недопустим (ГОСТ
11677-75). Старые расширители не
Рис. 17. Крепление съем¬
ного дна.
1 — стальное съемное дно
расширителя; 2 — стенка
расширителя; 3 — резиновая
уплотняющая шайба; 4 —
крепящий стальной болт;
5 — гайка; 6 — приваренный
к стенке стальной фланец.
имели съемного дна
или люка; толщина дна была 3—4 мм. При наличии
люков, ослабляющих механическую прочность дна, его
толщину принимают 6—8 мм. Кроме того, дно без лю¬
ков усиливают, делая в нем три выдавки. Приваренное
к корпусу расширителя дно в некоторых случаях имеет
выступ за наружный диаметр цилиндрической части
расширителя, равный 6 мм, для наложения наружного
сварного шва.
При наличии съемного дна (рис. 17) к наружной
поверхности корпуса расширителя 2 у его края привари¬
вают фланец 6 с отверстиями для болтов 4. На этом
фланце при помощи болтов устанавливают*дно 1. Для
уплотнения между фланцем и дном служит резиновая
шайба 3. Для увеличения жесткости дна его поверх¬
ность делают фасонной; края дна отбортовывают,
а в плоской части делают выдавки.
Расширитель крепится на крышке бака трансформа¬
тора. В большинстве случаев это крепление разъемное.
Крепление расширителей диаметром 250 и 310 мм
показано на рис. 18. Две скобы уголкового профиля 1,
приваренные к стенке расширителя 2, крепятся при по¬
мощи шпилек 3 и гаек 4 к двум уголкам 5, приваренным
к крышке 6 трансформатора. Расширители имеют
плоский маслоуказатель 7 и встроенный воздухо¬
осушитель 8, трубопровод 9 с условным проходом
25 мм, соединяющий расширитель с крышкой транс¬
форматора.
Крепление расширителей диаметром 470 мм показа-
37

fiü fia рис. 19. Две плоские опорные пластины 1 привари¬
ваются к стенке расширителя 2, усиленной поясами 3.
Плоские пластины приварены к угольникам 4, которые
крепятся при помощи шпилек 5, вваренных в крышку
трансформатора, и гаек 7. Расширители имеют трубча¬
тый маслоуказатель 8, встроенный воздухоосушитель 9,
трубопровод 10 с условным проходом 50 мм, в рассечку
которого встроено газовое реле 11, пробку для спуска
остатков грязи 12.
Рис. 18. Крепление расширителей диаметром 250 и 310 мм.
/ — скобы уголкового профиля для крепления расширителя;' 2 — стенка рас¬
ширителя; 3 — шпилька; 4 —гайка; 5 — уголки для крепления расширителя,
приваренные к крышке; 6 — крышка трансформатора; 7 — плоский маслоука¬
затель; 8 — встроенный воздухоосушитель; 9 — трубопровод, соединяющий
расширитель с крышкой.
Крепление расширителей диаметром 690; 940; 1260 и
1570 мм показано на рис. 20. К стенке расширителя 1
приварены усиливающие пояса 2, к которым сплошным
швом присоединены опорные пластины 3, закрепляемые
сваркой с направляющим угольником 4. В отдельных
случаях вместо угольников 4 применяют швеллеры или
специальные профили (двутавры и т. п.). Конструкция
угольников 4 может быть различной [Л. 3]. Направля¬
ющие угольники 4 крепят к крышке 5 трансформатора
при помощи болтов и гаек. Расширители снабжены
трубчатым или стрелочным маслоуказателем 6, имеют
трубопровод 7, соединяющий расширитель с крышкой,
с условным проходом 80 мм, в рассечку которого встрое¬
но газовое реле 8.
В ряде конструкций опорная пластина снизу изги¬
бается под углом 90°. В этом случае она не привари-
38

Рис. 19. Крепление расширителя диаметром 470 мм.
/ — опорные пластины; 2— стенка .расширителя; 3— усиливающие стенку
пояса; 4 — крепящие угольники, приваренные к опорным пластинам; 5 —
шпильки, вваренные в крышку; 6 — крышка; 7 — гайка; 8— трубчатый масло-
указатель; 9 — встроенный воздухоосушитель; Ю — трубопровод, соединяющий
расширитель с крышкой; // — газовое реле; 12— грязевик; 13 — кольцо для
подъема расширителя; 14 — пробка; 15 — плоский кран.
Рис. 20. Крепление расширителей диаметром 690 мм и более.
/ — стенка расширителя; 2 — усиливающие стейку пояса; 3— опорные пла¬
стины: 4 — крепящие угольники (швеллеры), приваренные к опорным пласти¬
нам; 5 — крышка; 6 —• маслоуказатель; 7 — трубопрдвод, соединяющий расши¬
ритель с крышкой; 8— газовое реле; 9— плоский кран; 10—выхлопная тру¬
ба; // — воздухоосушитель; 12 — кольца для подъема расширителя; 13 — проб¬
ка; 14 — газоотводные трубы; 15 — трубопровод для подсоединения воздухо¬
осушителя; 16 — патрубок для подсоединения воздухоосушителя; 17 — пробка
дали вентиль для спуска и заливки масла.
59

вается к швеллеру. При большом диаметре расширите¬
ля его ставят на опорные стальные полосы, которым
придана форма стенки расширителя и которые прива¬
рены к опорным пластинам. Жесткость конструкции
увеличивают двумя шпильками, связывающими опорные
пластины. Это делают для расширителей больших диа¬
метров и длин, а следовательно, при больших расстоя¬
ниях между опорными пластинами. Иногда увеличивают
жесткость конструкции при помощи приварки к опорным
пластинам вертикальных косынок.
Рис. 21. Установка расширителя с прямым трубопроводом.
1 — встроенный воздухоосушитель; 2 — стенка расширителя; 3 — съемное дно;
4 — плоский маслоуказатель; 5 — крепежные детали (болт, гайка, шайба); 6 —
пробка для заливки масла; 7 — пробка для слива осадков масла; 8 — фланец
трубопровода; 9 — прямой трубопровод; 10 — крышка трансформатора; 11 —
скобы для крепления расширителя.
Если трансформатор транспортируют к месту его
установки с закрепленным на нем расширителем, то
крепление, помимо массы расширителя с маслом, долж¬
но выдерживать и ветровую нагрузку. Кроме того, кор¬
пус расширителя и его сварные швы должны выдержи¬
вать динамические нагрузки — удары масла, переме¬
щающегося внутри расширителя при транспортирова¬
нии [Л. 3].
Толщина стенки расширителя приведена в табл. 2.
Выбор толщины стенки в большинстве случаев зави¬
сит от технологических особенностей его изготовления,
в частности, от сварки, и практически расчету не под¬
дается.
Расширитель соединяется с баком трансформатора
при помощи маслопровода, конструкция которого зави-
40

сит от того, установлено Между баком и расширителем
газовое реле или нет. В трансформаторах, не имеющих
газового реле, маслопровод изготовляется из водогазо¬
проводной трубы с условным проходом 25 мм или из
электросварной трубы диаметром 51 мм с толщиной
стенки 1,6—1,75 мм. Один конец трубы 9 (рис. 21) вва¬
рен в расширитель, причем он входит внутрь на 30—
50 мм для того, чтобы грязное масло и влага, скапли¬
вающиеся в нижней части расширителя, не попадали
в бак трансформатора. К другому концу трубы при¬
варен фланец 8, при помощи которого маслопровод
присоединяется к крышке бака. В зависимости от рас¬
положения расширителя относительно бака маслопровод
может быть вертикальным, наклонным или изогнутым
в верхней и нижней частях радиусом 125 мм. В случае
вертикального маслопровода он служит дополнительной
опорой расширителя.
Газовое реле устанавливают на трансформаторах
мощностью 1000 кВ-А и более, а также на трансформа¬
торах, предназначенных для собственных нужд станций
и подстанций мощностью 400 и 630 кВ-А, и на транс¬
форматорах, устанавливаемых внутри промышленных
или общественных зданий по специальному требованию
заказчика. В этом случае при количестве масла в транс¬
форматоре 800—6450 кг маслопровод выполняют из
трубы диаметром 51 мм, а при большем количестве мас¬
ла— из трубы с условным проходом 80 мм. Маслопро¬
вод диаметром 51 мм крепится к крышке трансформа¬
тора четырьмя вваренными в нее шпильками, а масло¬
провод с условным проходом 80 мм — четырьмя болтами,
которые Ввертываются в приваренный для этой цели
к крышке стальной фланец высотой 16 мм. В качестве
уплотнения применяется резиновая шайба. Со стороны
расширителя на фланце маслопровода устанавливают
плоский кран (рис. 19 и 20) для возможности перекры¬
тия маслопровода при снятии расширителя с трансфор¬
матора.
Маслопровод при наличии газового реле состоит из
двух частей (патрубков), между которыми на фланцах
устанавливается реле. Нижний фланец нижнего патруб¬
ка крепится к крышке бака трансформатора у ее края
на продольной оси трансформатора или вблизи нее.
Расположение фланца зависит от расположения на
крышке другой арматуры.
41

Трансформаторы транспортируют без газобого реле,
Даже когда при транспортировании расширитель не де¬
монтируют. В этом случае на место реле устанавливают
временный патрубок такого же размера, как и реле,
или смещают расширитель ближе к крышке на размер
газового реле. В последнем случае предусматривают
специальную конструкцию временного крепления рас¬
ширителя.
Конструкция расширителя предусматривает установ¬
ку на нем арматуры, необходимой для нормальной рабо¬
ты трансформатора. В связи с этим расширитель имеет
(рис. 20) : патрубки для присоединения воздухоосуши¬
теля 16, газоотводных труб 14 (связывающих воздуш¬
ные пространства расширителя и выхлопной трубы) и
маслоуказателя (при стеклянном маслоуказателе 6) ;
пробку или вентиль 17 в нижней части корпуса рас¬
ширителя для слива масла; пробку 13 для заливки мас¬
ла в трансформаторах мощностью до 6300 кВ-А вклю¬
чительно или вентиль в трансформаторах больших
мощностей; кольца 12 для подъема расширителя кра¬
ном; фланец на дне расширителя для присоединения
реле низкого уровня масла в трансформаторах
10000 кВ-А и более.
Расширитель имеет сообщение с наружным воздухом.
При нагревании масла оно расширяется и воздух из
расширителя вытесняется, при охлаждении — засасы¬
вается. В старых конструкциях расширитель имел непо¬
средственное сообщение с наружным воздухом. В боль¬
шинстве существующих конструкций трансформаторов
«дыхание» осуществляется через воздухоосушитель, ко¬
торый предохраняет масло от загрязнения и увлажне¬
ния.
10.	ВЫХЛОПНАЯ ТРУБА
Выхлопная (предохранительная) труба служит для
предотвращения разрушения бака трансформатора,
в котором при внутренних повреждениях (КЗ, электри¬
ческий пробой и пр.) повышается давление, а защита,
отключающая трансформатор, не сработала или срабо¬
тала с запозданием. Выхлопная труба представляет со¬
бой длинный стальной цилиндр, сваренный из листовой
стали толщиной 1,5 мм, устанавливаемый нижним осно¬
ванием на крышке трансформатора 1 (рис. 22). Верхний
конец трубы закрыт мембраной — стеклянным диском 2
42

(рис. 23). При повышении давления внутри трансформа¬
тора мембрана лопается и масло и газы выбрасываются
наружу. При отсутствии выхлопной трубы аварии транс¬
форматоров обычно сопровождаются разрушением бака.
Выхлопную трубу делают такой высоты, при которой
мембрана оказывается выше расширителя трансформа¬
тора. Кроме того, трубу делают наклонной и верхний
конец ее несколько опускают для того, чтобы масло,
выбрасываемое из трансформатора, не попадало на него
и на стоящие рядом другие трансформаторы.
Рис. 22. Крепление выхлопной трубы.
1 — крышка трансформатора; 2 — фланец, приваренный к крышке; 3 — уплот¬
няющая резиновая шайба; 4—болт; 5 — ограничительная труба, предотвра¬
щающая попадание пузырьков газа в выхлопную трубу; 6 — нижний сталь¬
ной фланец выхлопной трубы; 7 — корпус выхлопной трубы; 8 — верхний фла¬
нец выхлопной трубы.
Рис. 23. Установка стеклянного диска на верхнем фланце выхлопной
трубы.
1 — корпус выхлопной трубы; 2 — стеклянная мембрана (диск); 3 — гайка;
4 — болт; 5 — фланец, приваренный к обечайке; 6 — прижимной фланец; 7 —
резиновые уплотнительные кольца; 8 — ограничительное стальное кольцо.
Чтобы уровень масла в выхлопной трубе был оди¬
наков с уровнем масла в расширителе, воздушные по¬
лости расширителя и предохранительной трубы соеди¬
нены трубкой 14 (рис. 20) согласно ГОСТ 11677-75. Для
этой цели на выхлопной трубе и на расширителе имеют¬
43

ся патрубки, к фланцам которых крепят фланцы со¬
единительной трубки. Если бы не было такого сообще¬
ния воздушных полостей, то в изолированной воздушной
полости выхлопной трубы во время работы трансформа¬
тора (при изменении нагрузки, температуры окружаю¬
щего воздуха и т. и.) возникло бы избыточное давление
или разрежение. Это может привести к разрушению
мембраны и, как следствие этого, к перетоку масла
в расширитель или из него. При этом может сработать
газовая защита (ложное срабатывание газового реле).
Диаметр выхлопной трубы принято выбирать в зави¬
симости от диаметра расширителя, т. е. фактически от
количества масла в трансформаторе:
Диаметр расширителя, мм . .
Объем расширителя, л . . . .
Диаметр выхлопной трубы, мм
470—940	940—1260 1260—1570
200—1250 1600—4000 4500 и более
150	255	350
Чем больше диаметр трубы и соответственно пло¬
щадь стекла, тем больше сила, действующая на стекло.
Поэтому толщину стекла принимают в зависимости от
диаметра трубы 2,5—3—4 мм при диаметрах соответ¬
ственно 150—255—350 мм.
В трансформаторах обычно применяют выхлопные
трубы с наклоном цилиндрической части относительно
вертикали под углом 15, 22°30' и 30°; под таким же
углом располагается диафрагма. Как правило, труба
устанавливается на крышке трансформатора у расши¬
рителя и наклонена в его сторону. В том случае, если
трудно выдержать необходимые изоляционные расстоя¬
ния от трубы до вводов, допускается устанавливать тру¬
бу в стороне от расширителя. На крышке трансформа¬
тора трубу крепят болтами на специально предназна¬
ченном для этой цели фланце, В качестве уплотнения
между фланцами крышки и трубы используют шайбу
из маслостойкой резины.
В некоторых конструкциях трансформаторов исполь¬
зуют выхлопные трубы с поворотом верхней части на
180°. При этом мембрана занимает горизонтальное по¬
ложение. При расположении трубы в стороне от расши¬
рителя она крепится к крышке трансформатора сталь¬
ной штангой. К верхнему концу штанги приваривают
пластину, к которой прикрепляют верхний фланец вы¬
хлопной трубы. Нижний конец штанги, имеющий резь¬
бу, вставляют в отверстие в горизонтальной планке и
закрепляют гайками. Планку помешают на крышке и
44

привинчивают к ней двумя болтами, крепящими крыш¬
ку к раме бака.	'
В связи с тем что герметичность в месте установки
* стеклянной диафрагмы трудно достижима и в трубу
может попадать влажный воздух, в современных конст¬
рукциях труб предусматривают фланец для установки
воздухоосушителя; чтобы масло не попадало в воздухо¬
осушитель, внутри трубы помещается трубка, соёдинен-
ная с фланцем, на котором устанавливается воздухоосу¬
шитель, верхний конец трубки открыт. Таким образом.,
воздухоосушитель сообщается с воздухом, находящимся
над маслом, и осушает его.
Выхлопные трубы на трансформаторах применяют
не во всех странах. В ГОСТ 11677-75 указано, что мас¬
ляные трансформаторы мощностью 1000 кВ-А и более
с расширителями должны быть снабжены защитным
устройством, срабатывающим при внезапном повышении
давления сверх 5-ІО4 Па, а в нормативной документации
некоторых стран такое требование отсутствует. Ряд
фирм считает, что выхлопная труба не является надеж¬
ной защитой от повреждений бака трансформатора.
Другие фирмы считают применение трубы обязатель¬
ным [Л. 4].
11.	ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН
За рубежом и в нашей стране начинает широко
внедряться конструкция механических предохранитель¬
ных клапанов вместо предохранительных труб (рис. 24).
Предохранительные трубы обычно устанавливают на
крышке трансформатора, а предохранительные клапаны
устанавливают чаще всего на верхней части стенки ба¬
ка. Эти клапаны рассчитаны на давление 8-104±
± 12-103 Па, при котором начинается их срабатывание
(открытие) и давление 35* ІО3 Па, при котором начи¬
нается их закрытие. Обычно время срабатывания пре¬
дохранительного клапана, т. е. разница во времени от
* момента достижения в баке давления 8 ЛО4 Па до мо¬
мента начала движения уплотнительного диска, .равно
примерно 0,05 с.
Принцип работы клапана показан на рис. 24. Возни-
♦ кающее в баке давление заставляет уплотнительный
диск 2 перемещаться по направляющим 8 и через си¬
стему рычагов 3 растягивать пружины 4. МасЛо через
нижнее отверстие корпуса 1 устремляется из 6aKas Пос-
4Б

Рис. 24. Крепление предохранитель¬
ного клапана.
1 — корпус; 2 — уплотнительный диск; 3 —
рычаг; 4 — система пружин; 5 —фланец,
приваренный к стенке трансформатора;
б— резиновая манжета; 7 — боковая крыш¬
ка; 8 — направляющая; 9 — крепящие бол¬
ты; 10 — крышка верхняя; 11 — стенка
бака.
ле сброса давления в баке транс¬
форматора система рычагов и
пружин возвращает уплотнитель¬
ный диск на свое прежнее место,
прижимая его к резиновой ман¬
жете 6. Предохранительный кла¬
пан установлен в верхней части
стенки бака 11 на фланце 5 и за¬
креплен на нем при помощи бол¬
тов 9. Регулирование пружин пре¬
дохранительного клапана осуще¬
ствляется подкладкой специальных шайб под пружины.
Чтобы, не снимая клапана с трансформатора, произве¬
сти его регулирование и осмотр, снимают крышку 10,
так как крышка 7 всегда находится под давлением
пружин.
Число клапанов, устанавливаемых на трансформато¬
ре, обычно бывает более двух, а высота их установки
не ниже 2—3 м от максимального уровня масла в рас¬
ширителе.
(2. РЕЛЕ ДАВЛЕНИЯ
Герметизированные масляные трансформаторы с азот¬
ной защитой без расширителя должны быть снабжены
защитным устройством, срабатывающим при повышении
внутреннего давления сверх 7,5-ІО4 Па (ГОСТ 11677-75).
Это устройство обеспечивает выхлоп газов из трансфор¬
матора при внутренних повреждениях, вызывающих
опасное образование газов и повышение давления внут¬
ри трансформатора.
Реле (рис. 25) смонтировано на внутренней стороне
крышки бака трансформатора, на специально приварен¬
ных для этой цели двух бобышках 10, и прикреплено
к ней двумя болтами 9. Основными элементами реле
46

являются ударный механизм и стеклянная диафрагма 2.
Ударный механизм состоит из корпуса 8, двух сильфо¬
нов 5, бойка 3 с надетой на него рабочей пружиной 4
и защелки 6.
Газ, образующийся в трансформаторе в результате
внутренних повреждений, давит на сильфоны. При до¬
стижении давления 7,5-ІО4 Па сильфоны сжимаются и
увлекают за собой пластину 13, которая поворачивает
ось 7 и тем самым освобождает защелку 6. Рабочая
пружина, разжимаясь, с силой направляет боек вверх.
Головка бойка разбивает стеклянную диафрагму 2, и
скопившиеся в трансформаторе газы выходят наружу.
Рис. 25. Установка реле давления.
/ — предохранительный колпак; 2 —стеклянная диафрагма (диск)- 8 — 0оск-
4-пружина; 5-сильфон; 6 - защелка; 7-ось; 8~ корпус 9- коепя^яі
пластина бобь1и1ка: 11 ~ Фланец; 12 — шайбы уплотняющие, резиновые; /5 —
Диафрагма изготовлена из стекла толщиной 4 мм и
способна выдерживать давление 1-Ю5 Па. Она укрепле*
на на приваренном к крышке фланце 11 при помощи
шести болтов МІО. Прокладками между фланцем и
диафрагмой служат резиновые шайбы 12. Диафрагма
защищена от попадания на нее посторонних предметов
колпаком /, который раскернивается в трех местах по
окружности. Выхлопом газов этот колпак сбрасывается.
На время транспортирования стеклянную диафрагму
снимают и заменяют стальной заглушкой.
Подготавливают реле к действию следующим обра¬
зом. Снимают защитный колпак, отворачивают болты
47

нажимного фланца и удаляют временную заглушку.
Деревянным бруском сверху нажимают на головку
бойка, тем самым сжимают рабочую пружину. После
того как боек достигнет крайнего нижнего положения,
не снимая с него давления, поворачивают вверх защел¬
ку 6, так чтобы она зашла за ось 7. Если защелка не
заходит за ось, нужно слегка надавить на нижнюю ось
сильфона и повернуть вверх защелку, после этого она
встанет на место. Затем плавно снимают давление с го¬
ловки бойка, и ударный механизм реле готов к дейст¬
вию. После этого устанавливают стеклянную диафрагму.
Вб избежание поломки диафрагмы в результате воз¬
можных ее перекосов болты затягивают равномерно по
окружности. Затем устанавливают защитный колпак.
После срабатывания реле его снова подготавливают
к действию.
13.	ГАЗОВОЕ РЕЛЕ
Масляные .трансформаторы с расширителями мощ¬
ностью 1000 кВ-А и более снабжаются газовыми реле
для защиты от всех видов внутренних повреждений,
сопровождающихся выделением газа и ускоренным пере¬
током масла из бака трансформатора в расширитель,
а также от утечки масла из трансформатора и попада¬
ния воздуха в бак (ГОСТ 11677-75). По требованию
заказчика трансформаторы мощностью 400 и 630 кВ-А,
предназначенные для питания собственных нужд стан¬
ций и подстанций или для установки внутри промыш¬
ленных или общественных зданий, также должны снаб¬
жаться газовыми реле.
Реле предназначено для установки в маслопровод
с условным проходом 50 и 80 мм, соединяющий бак
трансформатора с расширителем, и может надежно ра¬
ботать при температуре окружающего воздуха от —45
до +40°С.
а)	Принцип действия реле. При внутренних повреж¬
дениях трансформатора (витковом замыкании в обмот¬
ках, электрическом пробое изоляции, «пожаре в стали»
магнитопровода и т. п.) происходит разложение масла,
электроизоляционных материалов и выделяется газ. Газ
поднимается в верхнюю часть бака и попадает в трубо¬
провод, соединяющий бак с расширителем, в котором
установлено реле, а затем в верхнюю часть реле, кото¬
рая ‘несколько возвышается над трубопроводом. Ско-
48

пившийся газ вытесняет из верхней части реле масло.
При этом опускается верхний элемент реле (сигнальный)
и замыкаются контакты сигнальной цепи. Это также
имеет место при попадании в бак воздуха или снижении
уровня масла при вытекании его из бака.
В случае дальнейшего развития аварии в баке по¬
вышается давление и масло из него устремляется в рас¬
ширитель. Поток масла воздействует на нижний эле¬
мент реле (отключающий), который расположен на
уровне трубопровода. При этом замыкаются контакты
цепи отключения трансформатора. Трансформатор от¬
ключается и в том случае, если уровень масла в реле
понижается до уровня трубопровода расширителя.
Достоинство газовой защиты состоит в том, что она
дает знать о развитии аварии в ее начальной стадии.
При витковых замыканиях в большинстве случаев
газовая защита оказывается более чувствительной, чем
дифференциальная токовая. Кроме того, газовая защита
практически единственная, реагирующая на «пожар
в стали» магнитопровода.
Наряду с высокой чувствительностью к внутренним
повреждениям трансформатора реле должно быть не¬
чувствительным к явлениям, не связанным с авариями
в баке, т. е. не должно иметь «ложных» срабатываний.
Например, оно не должно реагировать на сквозные КЗ.
Контакты реле не должны замыкаться при сотрясениях
с ускорением до 5g в диапазоне частот 20—100 Гц.
б)	Технические данные реле. Верхний элемент (сиг¬
нальный) срабатывает при скоплении под крышкой реле
газа или воздуха в объеме не менее 400 см3. Нижний
элемент реле (отключающий) обеспечивает возможность
настройки на любую из трех (по желанию потребителя)
фиксированных скоростей (уставок) потока масла во
входном патрубке реле: 0,6; 0,9 и 1,2 м/с. Допускаемый
разброс скорости потока масла при срабатывании реле
на любой из указанных уставок находится в пределах
±15% уставки. Длительность замкнутого состояния
контакта не менее 0,05 с.
Время срабатывания реле новой конструкции не пре¬
вышает 0,1 с при скорости потока масла через реле,
кратной 1,25 минимальной (пороговой) скорости потока
срабатывания реле на любой уставке. Время срабаты¬
вания реле существующей конструкции не превышает
0,2 с. Элементы реле не должны срабатывать при ско-
4—556	да

постоянного или переменного
нием 220 В без ухудшения
Рис. 26. Реле газовое типа РГЗ-61.
1 поплавок сигнального контакта;
2 — поплавок отключающего контакта;
3 —. ртутный стеклянный переключа¬
тель типа ГР; 4 — регулировочный
груз; 5 — кольцо.
роста обратного перетока масла из расширителя в бак
менее 1,5 уставки. Элементы реле и весь его механизм
имеют самовозврат в исходное положение после восста¬
новления нормальной работы трансформатора.
Контакты реле должны выдерживать не менее
1000 срабатываний на замыкание и размыкание цепи
тока до 0,2 А напряже-
их работы. Электрически
связанные разомкнутые
контакты отключающего
и сигнального элементов
должны выдерживать ис¬
пытательное напряжение
1000 В переменного тока
частоты 50 Гц в течение
1 мин на полностью со¬
бранном реле, заполнен¬
ном трансформаторным
маслом с- температурой
20—ЗО'СС и электрической
прочностью не более
40 кВ. Герметизирован¬
ные контакты должны вы¬
держивать испытательное
напряжение 500 В. Изо¬
ляция реле должна в те¬
чение 1 мин выдерживать
без пробоя или перекры¬
тия испытательное напряжение 2000 В переменного тока
частоты 50 Гц, приложенное между любыми, электриче¬
ски не связанными токоведущими частями реле и между
ними и корпусом реле. При этом выводы отключающего
и сигнального элементов должны быть порознь замкну¬
ты между собой. Указанные технические данные соот¬
ветствуют ГОСТ 10472-71.
в)	Конструкции реле. Первым реле отечественного
производства считается реле типа ПГ-22. На протяже¬
нии длительного времени конструкция реле незначитель¬
но изменялась. Применялись реле типов ПГЗ-22, ПГ-54,
РГЗ-61 и др. Однако во всех этих реле сигнальными и
отключающими элементами служили полые цилиндриче¬
ские металлические поплавки с закрепленными на них
ртутными контактами (рис. 26).
В последнее время основным являлось реле типа
РГЧЗ-66 (рис. 27,а). В чугунном герметичном корпусе
на рамс установлены два элемента — сигнальный и от¬
ключающий. Каждый элемент состоит из широкой пло¬
скодонной чашки, которая имеет возможность поворачи¬
ваться вокруг оси 3. Внутри чашки помещена изоля¬
ционная стойка 1, на выступе которой закрепляется
Рис. 27. Устройство газового реле.
а — роле типа РГЧЗ-66: 1— изоляционная стойка, 2—подвижный контакт;
3 — ось», 4 — неподвижный контакт, 5 — лопатка, 6 - изоляционная пластина,
7~ стойка, 3 — пружина» 9 — вывод коробки зажимов; б — реле производства
ГДР: / — верхний лопл шок, 2— нижннй поплавок, 3 — магнитные трубки
управления (герконы), 4— магниты, 5 — подпорная задвижка, й — контакты
сигнал — отключение, 7 — подпорная заслонка.
4*	51

подвижный контакт 2. На корпусе реле установлена
изоляционная пластина 6, на которой смонтированы не¬
подвижные контакты 4. Когда корпус реле заполнен
маслом, чашки верхнего и нижнего элементов своими
незакрепленными концами при помощи пружин 8 при¬
поднимаются несколько кверху (на 5—10°), при этом
контакты 2 и 4 разомкнуты. Когда уровень масла в реле
понизится, вращающий момент, создаваемый весом мас¬
ла в чашке, заставит ее опуститься и надежно замкнуть
контакты 2 и 4. Нижний элемент, кроме того, снабжен
органом, воспринимающим энергию потока масла из
трансформатора в расширитель. В связи с этим нижний
элемент работает при возникновении динамического на¬
пора струи масла от трансформатора к расширителю,
когда к лопатке 5 оказывается приложенным вращаю¬
щий момент, который и вызывает поворот стойки 7 и
замыкание контактов. При этом чашка может остаться
и неподвижной.
В комплект поставки реле входят три лопатки 5 для
настройки на срабатывание при скорости масла, равной
0,6; 0,9 и 1,2 м/с. Выемная часть реле строго фиксиро¬
вана относительно его корпуса, а механизм реле выпол¬
няется стойким к вибрации трансформатора. На крышке
реле имеется стрелка, указывающая направление потока
масла через реле к расширителю.
Выводы от контактов реле при помощи проводов под»
соединяются к зажимам, расположенным в коробке за»
жимов 9. Зажимы допускают присоединение к ним ка»
беля сечением до 4 мм2. Кабель выходит из коробки
через сальник, находящийся в нижней части коробки.
После присоединения кабеля к зажимам коробку плотно
закрывают крышкой. Зажимы реле имеют цифровое
обозначение, выполненное способом, обеспечивающим их
коррозионную стойкость и долговечность. Зажимы от»
ключающего элемента маркируют цифрами 1 и 2,
а сигнального — 3 и 4.
На боковой стенке корпуса реле имеется смотровое
окно, на стекле которого нанесена шкала, позволяющая
определить объем скопившегося в реле газа. Смотровые
окна закрывают съемными заслонками, предохраняющи*
ми масло внутри корпуса реле От воздействия солнечной
радиации. На крышке реЛе расположен кран для взятия
пробы газа; кран открывается вручную. Кроме того, на
крышке укреплена табличка, па которой указаны тип
62

реле и товарный знак завода-изготовителя. В дне кор¬
пуса находится пробка для спуска масла из корпуса реле.
Корпус реле и все уплотнения должны быть герме¬
тичными и выдерживать избыточное давление масла при
70—90°С, равное ІО5 Па, в течение не менее 20 мин.
Полые элементы реле испытывают предварительно до
сборки избыточным давлением масла при 70—90°С; они
должны выдерживать следующие испытательные давле¬
ния: поплавки из металла — 1,5-ІО5 Па в течение 24 ч,
поплавки из синтетического материала — 10® Па в тече¬
ние 24 ч, герметизированные контакты — 4-ІО5 Па в те¬
чение 72 ч.
Широко применяются газовые реле, изготовленные
в ГДР (рис. 27,6). Они состоят из корпуса, внутреннего
устройства и крышки. Корпус и крышка изготовлены из
сплава легкого металла, стойкого против атмосферных
влияний. Для контроля работы внутреннего устройства
в корпусе имеются два смотровых стекла, закрепленных
посредством резьбового кольца из пластмассы. Верхние
стекла имеют градуированную шкалу. Для защиты от
загрязнения стекла прикрыты откидными крышками.
К крышке реле прикреплены внутреннее устройство,
пробный краник, контрольный клавиш, зажимы для под¬
ключения.
При нормальном состоянии работающего трансфор¬
матора оба поплавка / и 2 находятся в верхнем поло¬
жении. Если возникает утечка масла из бака трансфор¬
матора, то уровень масла в реле соответственно пони¬
жается и верхний поплавок 1 опускается. Примерно на
полпути движения поплавка магнит 4, механически
связанный с поплавком, проходит магнитные трубки
управления 3, вследствие чего включается сигнальная
система.
Если и дальше последует понижение уровня масла
в реле, то срабатывает отключающая система нижнего
поплавка и трансформатор отключается.
Реле реагирует также и на газообразование. Газ,
образующийся при аварии трансформатора, поднимается
в верхнюю часть реле и, вытесняя масло, опускает верх¬
ний поплавок — подается сигнал. При бурном выделении
газа поток газа попадает на подпорную задвижку 5,
которая изменяет свое положение в направлении пото¬
ка, заставляя срабатывать нижний магнит и отключай
трансформатора
БЗ

г)	Испытания реле. Каждое газовое реле, выпускае¬
мое заводом-изготовителем, подвергается приемо-сдаточ¬
ным испытаниям в следующем объеме: на герметичность;
на электрическую прочность изоляции; проверка сраба¬
тывания сигнального и отключающего элементов при
снижении уровня масла; проверка работы реле при про¬
текании масла через корпус; измерение времени сраба¬
тывания; на динамическую прочность в потоке масла.
Периодические испытания реле проводят 1 раз в 3 года.
При этом помимо приемо-сдаточных дополнительно про¬
водят следующие испытания: при обратном потоке мас¬
ла; на коммутационную способность; на электрическую
износоустойчивость контактов при многократном сраба¬
тывании; на устойчивость к сотрясениям; на вибростой¬
кость (ГОСТ 10472-71).
д)	Установка реле на трансформаторе. Для того что¬
бы газовое реле срабатывало своевременно, нужно, что¬
бы по возможности весь газ, выделяющийся при повреж¬
дении в активной части трансформатора, попадал в кор¬
пус реле. Для этого трансформатор устанавливают на
фундаменте так, чтобы один его край (со стороны газо¬
вого реле) был приподнят на угол 1—1,5°. Таким обра¬
зом, получается, что маслопровод, соединяющий расши¬
ритель с баком, присоединен к крышке бака в наивыс¬
шей ее точке. Кроме того, маслопровод вместе с реле
также имеет наклон на угол 2—4° к горизонтали. Чтобы
газ, поднимающийся под крышку трансформатора, не
уходил в выхлопную трубу, в адаптеры вводов и т. п.,
у люков этих устройств делают бортики, преграждаю¬
щие путь газу в эти устройства (см. рис. 22).
Газовое реле устанавливают в рассечку маслопрово¬
да, соединяющего расширитель с баком, и закрепляют
на фланцах маслопровода болтами. Уплотнением между
фланцами служит резиновая шайба. Установку реле про¬
изводят так, чтобы острие стрелки на крышке реле было
направлено в сторону расширителя. После заливки мас¬
лом и выпуска воздѵха из верхнего крана реле оба эле¬
мента должны быть в крайнем верхнем положении и их
контакты при этом должны быть разомкнуты. Для пра¬
вильной работы реле все полости, в которых над маслом
находится воздѵх (например, надмасляное пространство
выхлопной трѵбы). должны быть соединены с надмас¬
ляным пространством расширителя.
54

14.	УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТБОРА ПРОБЫ ГАЗА
На современных трансформаторах (ГОСТ 11677-75) для отбора
пробы газа необходимо подниматься к газовому реле, установлен¬
ному в рассечке трубопровода, соединяющего крышку трансформа¬
тора с расширителем, по специальной лестнице. При этом лестни¬
ца должна иметь площадку для удобства работы. Обычно пробу
газа берут на работающем трансформаторе; эту работу должен
выполнять высококвалифицированный персонал, знакомый с техни¬
кой безопасности установок ВН. Но часто даже знание техники
безопасности не гарантирует возможность безопасного отбора про-
Рис. 28. Устройство для отбора пробы газа.
1 — реле газовое; 2 — кран реле для отбора пробы газа; 3 — рукоятка крана;
4. 8 — гайка специальная; 5, 7— резиновая шайба; 6 — трубопровод гибкий;
9 — игольчатый вентиль; 10 — штуцер; 11 — маховик вентиля; 12 — заглушка
^(установка заглушки на конце вентиля).
бы газа из газового реле. Поэтому нередко для взятия пробы га¬
за отключают трансформатор, а это вызывает перерыв в энерго¬
снабжении и увеличение эксплуатационных расходов.
Начинает широко внедряться специальное устройство для от¬
бора пробы газа (рис. 28), которое крепится на стенке трансфор¬
матора на высоте 0,5—1,5 м от земли или пола. Устройство пол¬
ностью обезопасит взятие пробы газа из газового реле и исклю¬
чит применение лестницы.
Устройство включает в себя вентиль 9 (рис. 28), который при
помощи специальной скобы на пластине крепится к стенке бака.
Вентиль при помощи трубопровода 6 и специальных гаек 4 и 8
соединен с краном 2 газового реле 1. На втором конце вентиля
прикреплен штуцер 10. Уплотнение трубопровода от попадания
в него воздуха достигается специальными резиновыми шайбами 7.
Гибкий трубопровод 6 представляет собой тонкостенную медную
трубку с условным проходом 6 мм. Трубопровод либо закрепляется
самостоятельно при помощи специальных скоб за крышку и стенку
бака трансформатора, либо прокладывается и крепится вместе
с кабедями вторичной коммутации. Для того чтобы не повредить
трубопровод при его изгибах, рекомендуется изгибать его радиусом
более 50 мм. Во избежание попадания грязи и влаги в вентиль его
заглушают при помощи заглушки 12.
55

Отбор пробы газа производят следующйм образом (рис. 29).
Удаляют заглушку, для чего снимают штуцер 3, который промы¬
вают и очищают от налипшей грязи. Навернув на вентиль 4 шту¬
цер, присоединяют к нему последовательно резиновую 2 и стеклям- ®
ную 1 трубки. Открывают вентиль и спускают масло из трубо¬
провода, после чего вентиль закрывают. Затем к стеклянной трубке
подсоединяют эластичную резиновую емкость 5, из которой удален
воздух. Открывают кран вентиля, и после того как масло и газ, ,
Рис. 29. Отбор пробы газа
1—трубка стеклянная; 2— то
чатый; 5 — емкость резиновая.
ИЗ
же
газового реле.
резиновая; 3 — штуцер; 4 — вентиль иголь-
а затем снова масло, заполняют емкость, кран перекрывают. Эла¬
стичную емкость снимают со стеклянной трубки так, чтобы не
было утечки газа из емкости. После всех проделанных операций
емкость с газом направляют в лабораторию, где на газоанализато¬
рах производят анализ газа.
15.	ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЙ КЛАПАН ПОЖАРОТУШЕНИЯ
Предохранительный клапан устанавливают в масло¬
проводе между баком трансформатора и расширителем.
Он предназначен для автоматического перекрытия мас¬
лопровода при аварии трансформатора или пожаре.
Клапан (рис. 30) состоит из корпуса с двумя патруб¬
ками и фланцем. Одним из патрубков клапан присоеди¬
няется к расширителю, а другим — к маслопроводу, со¬
единяющему расширитель с баком. Корпус клапана
фланцем соединен с плитой 5. Внутри корпуса располо¬
жены клапан 2 с пружиной 3. На плите закреплены
электромагнит 14, кнопка 8, четыре вывода 4, подклю¬
чаемые к сети защиты трансформатора, и кожух 7. На
якоре 13 электромагнита укреплена вилка 10, удержи¬
вающая клапан в открытом положении за кольцевой паз
на тяге 9, на которой укреплен диск 12. На кожухе
установлены стакан 11 с крючком, служащим для руч¬
ного взвода клапана, и пробка 6 для слива масла из
кожуха.
66

Закрепленный на маслопроводе клапан подготавли¬
вают к работе следующим образом. Подсоединяют вво¬
ды к электросети релейной защиты и к сигнальной лам¬
пе. Отвинчивают стакан И. Вставляют крючок стакана
в овальное отверстие на тяге 9 и тянут на себя до упора.
При этом якорь 13 электромагнита под действием соб¬
ственного веса и пружины 16 спускается и вилка 10
заходит в кольцевой паз на тяге 9. Таким образом, кла¬
пан приведен в рабочее положение. Перед осмотром
клапана и перед очередной подготовкой к работе вы¬
вертывают пробку 6 и сливают масло из кожуха, после
Рис. 30. Предохранительный клапан пожаротушения.
/ — корпус; 2— клапан; 3 — пружина; 4 — выводы; 5 — плита; 6 — пробка;
7 —кожух; 8 — кнопка; 9 — тяга; /0 — вилка; // — стакан; /2 —диск; 13 —
якорь; 14 — электромагнит; 15 — гайка специальная; 16 — пружины.
57

этого пробку завертывают. При нормальной работе
трансформатора клапан открыт. При аварии трансфор¬
матора и возникновении необходимости перекрытия мас¬
лопровода между расширителем и баком на обмотку
электромагнита подают напряжение. При этом якорь
электромагнита втягивается (движется вверх) и выводит
из зацепления вилку с тягой. Под действием пружины 3
клапан 2 закрывает отверстие для прохода масла.
Одновременно диск 12 нажимает на кнопку 8, которая
отключает электромагнит и включает сигнальную лампу
на щите управления. Включение лампы указывает на
то, что маслопровод перекрыт.
16.	ПРОБИВНОЙ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬ
Трансформаторы с напряжением обмотки НН 0,69 кВ должны
снабжаться пробивным предохранителем во всех случаях, и с на¬
пряжением обмотки НН 0,23 и 0,4 кВ — по требованию заказчика
(ГОСТ 11677-75). Пробивной предохранитель-разрядник предназна¬
чен для предотвращения повышения потенциала на стороне НН
трансформатора и присоединенной к обмотке НН незаземленной
сети при электрическом пробое между обмотками ВН и НН. Это
достигается пробоем искрового промежутка предохранителя. Пре¬
дохранитель включают между обмотками НН и корпусом. При
соединении обмотки НН в звезду с выведенной нейтралью предох¬
ранитель присоединяют к вводу нейтрали, а при соединении обмот¬
ки НН в треугольник — к одному из линейных вводов.
Пробивной предохранитель (рис. 31,а) состоит из двух основ¬
ных частей: фарфоровой голоів'ки 1 и фарфорового основания 2,
соединенных вместе посредством пильз, имеющих резьбу. Основание
Рис. 31. Пробивной предохранитель.
а — предохранитель; б —слюдяная прокладка; / — фарфоровая головка; 2 —
фарфоровое основание; 3 — контактная скоба; 4— контакт (центральный); 5,
6 — электроды; 7 — слюдяная прокладка; 8 — винт.
58

предохранителя имеет два выступающих контакта, изолированных
друг от друга. Один из контактов через установочную контактную
скобу 3, приваренную к гильзе, соединен с крышкой бака и, таким
образом, заземлен. Скоба и гильза установлены на фарфоровом
основании и закреплены цементирующей замазкой на глифталеівом
лаке. Второй контакт (центральный) 4 соединяют с обмоткой НН
трансформатора проводом диаметром около 5 мм. Головка предох¬
ранителя снабжена двумя электродами, один из которых (5) при¬
паян к дну гильзы головки предохранителя. Второй электрод 6
при ввинчивании головки в основание образует контактное соеди¬
нение с квадратной гайкой, навинченной на латунную шпильку 4.
Между электродами 5 и 6 располагается слюдяная прокладка 7
(рис. 31,6) с четырьмя отверстиями по окружности. Прокладка
служит для получения точного искрового промежутка (в отвер¬
стиях) , обеспечивающего заданную разрядную характеристику. При
появлении на обмотке НН высокого потенциала воздушные про¬
межутки в отверстиях слюдяной прокладки пробиваются и соот¬
ветствующая точка обмотки НН заземляется.
Разрядные концы электродов имеют чистую шлифованную по¬
верхность без видимых следов обработки. Электроды совместно
с прокладкой прочно затянуты винтом 8, закрепленным в резьбе
втулки, размещенной в центре головки предохранителя. Втулка и
гильза укреплены в корпусе фарфоровой головки посредством це¬
ментирующей замазки на глифталевом лаке.
Характеристики пробивных предохранителей приведены
в табл. 4.
Таблица 4
Исполнение
Характеристики
Номинальное на¬
пряжение, в
Пределы пробивного
напряжения, В
Размер разрядных
промежутков, мм
I
230
351—500
0,08+0,02
II
400; 690
701—1000
0,21+0,03
Предохранитель выдерживает после пробоя ток заземления 200 А
в течение 30 міии. При пробое может иметь место сваривание элек¬
тродов в местах искровых промежутков. Фарфоровые детали пре¬
дохранителя испытывают напряжением 2000 В в течение 1 мин.
Сопротивление изоляции предохранителя в нормальных условиях
должно быть не менее 4 Ом. На нижней плоскости фарфорового
основания наносіитсд маркировка с обозначением номинального на¬
пряжения, на которое раосчитан предохранитель. Все токоведущие
детали предохранителя никелированы, а крепежные оцинкованы.
Предохранитель устанавливают так, чтобы его ось симметрии
совпадала с вертикальной осью. На трансформаторах наружной
установки предохранитель сверху накрывают колпаком, который
предохраняет его от пыли и воды.	—
Предохранитель является защитным прибором одноразового
действия. После срабатывания он должен быть заменен новым.
59

Глава четвертая
СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ МАСЛА ОТ ВОЗДЕЙСТВИЙ
ОКРУЖАЮЩЕГО ВОЗДУХА
17.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Согласно ГОСТ 11677-75 и ТУ на трансформаторное
масло, предназначенное для изоляции и охлаждения, его
следует защитить от действия наружной атмосферы,
т. е. предотвратить проникновение влаги и кислорода
внутрь трансформатора во избежание быстрого старения
масла и резкого ухудшения его электроизоляционных
свойств.
По характеру взаимосвязи трансформаторного масла
с атмосферой все трансформаторы можно разделить на
три группы (рис. 32): 1) с прямым соприкосновением
масла с атмосферой; 2) с косвенным соприкосновением
масла с атмосферой через воздухоосушитель; 3) без со¬
прикосновения с атмосферой.
18.	ВОЗДУХООСУШИТЕЛИ
Расширители масляных трансформаторов должны
снабжаться воздухоосушителем с масляным затвором
(ГОСТ 11677-75). Воздухоосушители часто устанавли¬
вают на трансформаторах, не имеющих расширителей,
а также на кожухах контакторов переключающих
устройств. Воздухоосушитель предназначается для
очистки от влаги и промышленных загрязнений воздуха,
поступающего в трансформатор при температурных
колебаниях уровня масла. Он представляет собой
(рис. 33) наполненный силикагелем металлический ци¬
линдр 1, в нижней части которого помещен масляный
затвор 5, работающий по принципу сообщающихся со¬
судов. Затвор служит для предотвращения свободного
доступа воздуха в трансформатор и очищает засасывае¬
мый воздух от посторонних примесей. Воздухоосуши¬
тель, вмещающий массу силикагеля 2, равную 5 кг,
снабжен указателем уровня масла в масляном затворе.
Воздухоосушители меньших емкостей указателей уровня
масла не имеют. В верхней части цилиндра установлен
патрон, заполненный индикаторным силикагелем 3.
Патрон имеет смотровое отверстие, закрытое стеклянным
диском 11. По мере увлажнения силикагель в патроне
изменяет свою окраску с голубой на розовую. Воздухо-
60

Рис. 32. Различные способы защиты масла в трансформаторе.
а — пробка для дыхания; б — расширитель без воздухоосушителя; в — возду¬
хоосушитель О, соединенный с верхней частью бака; г — расширитель, соеди¬
ненный с верхней частью бака, и воздухоосушитель О; д — расширитель,
соединенный с нижней частью бака, и воздухоосушнтель О; е — азотная (Nz)
подушка под постоянным давлением; ж — азотная (Nz) подушка и масляный
затвор; з — азотная (Nz) подушка под давлением, изменяющимся в неболь¬
ших пределах, с азотоосушнтелем О н эластичными емкостями Э; и — азот¬
ная подушка без возможности расширения; к — вакуумная подушка и ва-
куумпасос; Я; л — эластичный мешок, заполненный воздухом; м — эластич¬
ная перегородка и воздухоосушитель О; н — эластичная перегородка, отде¬
ляющая масло в баке трансформатора от масла в расширителе.
61

Рис. 33. Воздухоосушитель.
1 —■ корпус; 2 — силикагель; 3 — силика¬
гель индикаторный; 4 — дно; 5 — масля¬
ный затвор; 6 — масло трансформаторное;
7 — пробка; 8, 12 — шайбы резиновые; 9,
10 — сетки; 11 — смотровое стекло; 13 —
гайка фасонная; 13 — фланец для подсое¬
динения к трубопроводу.
осушители небольшой емкости
указанного патрона не имеют и
заполняются полностью индика¬
торным силикагелем.
Для зарядки воздухоосушите¬
ля применяют сорбент-силикагель
марки КСМ (крупный силика¬
гель мелкопористый) с размером
зерен 2—7 мм (ГОСТ 3956-54),
пропитанный раствором хлори¬
стого кальция. Индикаторный си¬
ликагель, кроме того, дополни¬
тельно пропитывают раствором
хлористого кобальта. Перед за¬
рядкой воздухоосушителя сили¬
кагель просушивают при 140юС
в течение 8 ч или при 300°С в те¬
чение 2 ч; при этом высота слоя
силикагеля не должна превышать
150 мм. Индикаторный силикагель сушат при 100—120°С
в течение 8 ч, Хранят просушенный силикагель во избе¬
жание вторичного увлажнения в герметичной таре, в су¬
хом помещении.
. Силикагель обрабатывают раствором хлористого
кальция следующим образом: 1) на 10 частей1 просеян¬
ного силикагеля берут 4 части хлористого кальция;
2) растворяют 4 части хлористого кальция в 8 частях
воды; 3) в полученный раствор засыпают 10 частей
силикагеля и выдерживают до полного впитывания им
всего раствора; 4) прокаливают приготовленный сили¬
кагель при 400°С в течение 3 ч, предварительно просу¬
шив его при 60°С в течение 5 ч. Высота слоя силикагеля
в обоих случаях не должна превышать 150 мм.
Индикаторный силикагель приготовляют следующим
образом: 1) на 100 частей просеянного силикагеля бе-
1 Здесь и далее содержание в частях массы.
62

рут 40 частей хлористого кальция и 3 части хлористого
кобальта; 2) растворяют 40 частей хлористого кальция
в 80 частях воды; 3) растворяют хлористый кобальт
в воде в отношении 1:1; 4) сливают вместе оба раство¬
ра; 5) в полученный раствор засыпают 100 частей сили¬
кагеля и выдерживают до полного впитывания им всего
раствора; 6) сушат приготовленный силикагель при
ЮО—120°С в течение 15—20 ч до приобретения им ров¬
ной ярко-голубой окраски.
Если сушку индикаторного силикагеля производят
в металлической посудё, то дно и стенки ее выклады¬
вают картоном для полного исключения соприкоснове¬
ния индикаторного силикагеля с металлом. Рабочие,
занятые приготовлением растворов и пропиткой сили¬
кагеля, должны работать в резиновых перчатках. Их
рабочее место должно находиться под колпаком вы¬
тяжной вентиляции. Хранить приготовленный силикагель
допускается только в герметичной таре. Силикагель,
получаемый непосредственно от заводов — поставщиков
трансформаторов, никакой обработки, кроме сушки, не
требует.
Зарядку воздухоосушителя производят в следующем
порядке: 1) разбирают воздухоосушитель, очищают его
внутренние поверхности от загрязнений и просушивают
его; 2) заполняют патрон индикаторным силикагелем и
устанавливают стекло в смотровом окне; 3) заполняют
фильтр сухим силикагелем таким образом, чтобы под
крышкой оставалось свободное пространство высотой
15—25 мм; засыпают силикагель под колпаком вытяж¬
ной вентиляции; 4) устанавливают масляный затвор и
заливают его чистым, сухим трансформаторным маслом
через пробку сбоку цилиндра до установленной отметки.
Воздухоосушитель соединяют с воздушной полостью
трансформатора дыхательной трубкой при помощи флан¬
цевого соединения или устанавливают непосредственно
на крышке трансформатора. Место присоединения уплот¬
няется резиновой шайбой. Воздухоосущители укрепляют
на трансформаторе так, чтобы можно было с земли вести
наблюдение за состоянием сорбента. Лучше устанавли¬
вать их так, чтобы смотровое стекло было на расстоянии
1600 мм от земли, т. е. на уровне глаз человека.
Контроль за' работой воздухоосушителя заключается
в наблюдении за окраской индикаторного силикагеля
в патроне или корпусе воздухоосушителя, если он цели¬
63

ком заполнен индикаторным силикагелем. Изменение
окраски силикагеля в патроне с голубого цвета на розо¬
вый указывает на его насыщенность влагой. При первых
признаках изменения окраски силикагеля его заменяют
новым или восстанавливают. Для этого воздухоосуши¬
тель отсоединяют от трансформатора и сливают масло
из масляного затвора. Восстановление силикагеля про¬
изводят прокаливанием его или продувкой через воз¬
духоосушитель сухого горячего воздуха при 120°С до
тех пор, пока индикаторный силикагель не приобретет
голубую окраску. При восстановлении силикагеля про¬
дувкой горячий воздух подают через патрубок, которым
воздухоосушитель присоединен к трансформатору.
Рис. 34. Транспортный воздухоосушитель.
1 — воздухоосушитель; 2 — шпилька; 3 — гайка; 4 — шайба резиновая; 5 —
фланец; 6 — предохранительный цилиндр.
Воздухоосушители изготовляют в основном емкостью
1 и 5 кг силикагеля. Для малых трансформаторов
используют воздухоосушители емкостью 0,5 кг. Выбор
емкости воздухоосушителя зависит от массы масла
в трансформаторе и срока работы воздухоосушителя до
восстановления силикагеля. Так, воздухоосушитель
емкостью 5 кг может быть установлен на трансформа¬
торе, имеющем массу масла 20 т; при этом восстановле¬
ние силикагеля должно производиться через каждые
6 мес, а на трансформаторе с массой масла 40 т при
восстановлении или замене силикагеля — через каждые
3 мес. Срок службы силикагеля является условным и
в большой мере зависит от влажности и степени загряз¬
нения воздуха.
Большое применение имеют так называемые транс¬
портные воздухоосушители (рис. 34). Это металлический
цилиндр, на поверхности которого имеется ряд отвер-
64

стий, через которые свободно проходит воздух. Внутри
него помещен второй цилиндр, изготовленный из метал¬
лической сетки, в который засыпается силикагель.
Наружный цилиндр придает конструкции воздухоосуши¬
теля необходимую жесткость и, кроме того, предохра7
няет активную часть трансформатора от случайного по¬
падания на нее силикагеля. Воздухоосушитель устанав¬
ливается на внутренней, поверхности крышки трансфор¬
маторов (на временных заглушках, закрывающих отвер¬
стия, предназначенные для установки вводов) классов
напряжения 110 кВ и выше, отправляемых с завода без
масла. Эти воздухоосушители не имеют масляного за¬
твора. Они изготовляются емкостью на 4,5 и 9 кг сили¬
кагеля. В трансформаторе можно устанавливать не¬
сколько таких воздухоосушителей. Число их на один
трансформатор принимается из расчета 0,15 кг силика¬
геля на 1 т масла в баке трансформатора, которое бу¬
дет залито в бак после транспортирования.
19.	УСТАНОВКА АЗОТНОЙ ЗАЩИТЫ МАСЛА
Установка азотной защиты низкого давления (давление азота
в системе не более 5-103 Па) предназначена для предохранения
масла трансформатора от непосредственного соприкосновения
с окружающим воздухом с целью защиты масла от увлажнения
и окисления в процессе экс¬
плуатации трансформатора.
Она применяется на трансфор¬
маторах классов напряжения
220 кВ и выше.
Установка представляет со¬
бой наполненную азотом эла¬
стичную емкость, соединенную
трубопроводом с дыхательным
патрубком расширителя транс¬
форматора. Этим достигается
изоляция масла от окружающе¬
го воздуха. Для предохранения
от прямого воздействия сол¬
нечных лучей, атмосферных
осадков и механических по¬
вреждений эластичная емкость
помещается в специальный за¬
щитный шкаф. Схема установ¬
ки азотной защиты приведена
на рис. 35. Установка имеет два
исполнения: 1) для трансфор¬
Рис. 35. Схема установки азотной
защиты.
1 — осушитель азота; 2 — резиновая
трубка; 3 — патрубок; 4 — оболочка;
5 — вентиль: 6 — расширитель транс¬
форматора; 7 — шкаф установки азот¬
ной защиты; 8 — вентиль для запол¬
нения азотом.
маторов с емкостью расширителя до 4700 л включительно; 2) для
трансформаторов с емкостью расширителей до 8000 л включи¬
тельно.
Номинальное избыточное давление азота в эластичных емко¬
стях составляет (2,5+1)-102 Па. Эластичная емкость представляет
5—556	65
собой прямоугольный в плане резервуар, склеенный из прорезинен¬
ной ткани. Емкость имеет металлический патрубок для подсоеди¬
нения трубопровода и петли для подвешивания в шкафу.
Шкаф установки (рис. 36) представляет собой разборную кон¬
струкцию, в которой размещается (подвешивается) эластичная
емкость, осушитель азота и арміатура установки. В шкафу предус¬
мотрены: скобы для подвешивания эластичной емкости; две двер¬
цы, расположенные по торцам шкафа; кронштейн для крепления
осушителя азота, расположенный против одной из дверец; пласти¬
на для приварки заземляющего провода.
Осушитель азота имеет смотровое стекло для контроля сте¬
пени увлажнения силикагеля. Конструкция осушителя позволяет
производить смену силикагеля путем замены патрона. При этом
необходимо сцять верхний фланец. Силикагель марки КСМ (ГОСТ
3956-54) установки осушителя азота обрабатывают для определения
степени увлажнения.
Рис. 36. Шкаф установки азотной защиты.
1 — шкаф; 2— трубопровод; 3— дверца; 4 — расширитель трансформатора.
Для облегчения производства монтажных работ разводка тру¬
бопроводов в шкафу выполнена трубками из холодостойкой рези¬
ны. Шкаф установки надежно заземляют. Эластичная емкость, арма¬
тура и соединяющие трубопроводы должны быть герметичными.
Металлические поверхности окрашивают лакокрасочными покры¬
тиями, предотвращающими коррозию металла и допускающими дли¬
тельную работу установки. Установка заполняется азотом из бал¬
лонов, в которых он находится под высоким давлением. Азот
(ГОСТ 9293-74) должен быть свободным от сконденсированной
воды в баллонах. Избыточное давление азота в эластичных емко¬
стях не должно превышать 3-103 Па. Контроль герметичности свар¬
ных и разъемных соединений производят мыльным раствором на
заводе-изготовителе при избыточном давлении 5-ІО4 Па, а на мон¬
таже — 3- ІО3 Па.
66

В трансформаторах, снабженных азотной защитой, надмасля¬
ное пространство выхлопной трубы и расширителя тщательно
уплотняют. В верхней части выхлопной трубы предусмотрена проб¬
ка для продувки азотом расширителя и выхлопной трубы. При
монтаже азотной защиты особое внимание следует уделять тща¬
тельной герметизации трансформаторов. Монтаж трансформаторов
с азотной защитой имеет ряд особенностей. Монтаж комплектую¬
щих узлов (выхлопной трубы, воздухопровода и пр.) после азоти¬
рования масла в баке трансформатора производят поочередно
с обязательной продувкой надмасляного пространства азотом.
В процессе монтажа во избежание івіезникновения разрежения
в баке трансформатора при необходимости слива азотированного
масла одновременно подпитывают надмасляное пространство
азотом.
а)	Подготовка и заливка дегазированного масла. Азотная за¬
щита дает положительный эффект в том случае, если масло
в трансформаторе не содержит растворенного воздуха (кислорода).
Поэтому предварительно следует дегазировать масло.
Большое значение имеют правильная подготовка -и заливка
дегазированного масла. .Предварительно масло подвергают очистке
и сушке. Дегазацию імасла перед заливкой производят в специ¬
альных баках. При дегазации заливку масла в эти баки произво¬
дят со скоростью не более 3 т/ч и при остаточном давлении не
выше 666,5 Па. Масло должно быть новым и соответствовать
ГОСТ 982-68. Пробивное напряжение масла должно быть около
63 кВ, влагосодержаіние не более 0,001% и газосодержание не
более 0,1% по объему. После заливки масла ® трансформатор по
окончании вакуумирования трансформатора ® надмасляное про¬
странство через воздухоосушитель, заполненный силикагелем, по¬
дают азот до тех пор, пока давление азота над маслом не достиг¬
нет 3-104 Па. При этом количество азота должно быть не более
■60—70% предназначенного для азотирования масла.
Примерный объем азота, м3, для азотирования можно рассчи¬
тать по формуле
Ѵл,2 = ѴЛ/Ю0 + Ѵ2.	(2)
где Ѵі — объем залитого масла, м3; Ѵ2 — объем воздушной поло¬
сти, м3; kt — коэффициент растворимости азота, % •
Значения kt в зависимости от температуры при атмосферном
давлении 1 -10s Па составляют:
Температура, °C	 0	25	40	60	80
Коэффициент растворимости азота, °/о	8,0	8,6	8,85	9,1	9,5
При азотировании масло охлаждается вследствие поглощения
большого количества азота, объем масла уменьшается, а объем
надмасляного пространства увеличивается. Это может привести
к разрежению. Поэтому по мере растворения азота в масле подают
новую порцию азота, доводя давление в баке до атмосферного,
и добавляют азот в бак до стабилизации атмосферного давления
в баке в течение 6 ч. Азотирование масла можно производить при
помощи эластичной емкости установки азотной защиты. При этом
процесс насыщения азотом масла контролируют мановакууммет-
ром. По окончании азотирования проверяют газосодержание мас¬
ла. Допускается отклонение от указанных значений не более 5%-
Масло, предназначенное для доливки в трансформатор, также
должно быть предварительно дегазировало и азотировано.
5*	67

После окончания монтажа и доливки масла берут пробу мас¬
ла .из бака трансформатора и таза из надмасляного пространства.
Проба газа должна содержать кислорода не более 0,1%. Проба
отбирается через кран для подкачки азота в установку азотной
защиты. Анализ газа (ГОСТ 5439-56) 'Производят «а газоанализа¬
торе типа ВТИ-2. После монтажа и подключения азотной защиты
систему охлаждения трансформатора заполняют азотированным
маслом. Заполнение охладителей производят поочередно. Не до¬
пускается одновременное заполнение маслом двух и более охлади¬
телей. Во избежание разрежения в расширителе и выхлопной тру¬
бе заполнение маслом производят медленно: в течение не менее
20 мин для одного охладителя.
б)	Подготовка азота для заполнения трансформатора и мяг¬
ких резервуаров. Азот, хранящийся в баллонах под давлением
(12—15)‘1О6 Па, может содержать влагу, и применять его следует
только после ее удаления. Для этого устанавливают баллоны вен¬
тилем вниз на время не менее 8 ч. После такой выдержки, посте¬
пенно открывая вентиль, выпускают из него омесь газа с водой,
и после того как выйдет вода, сразу же закрывают вентиль. После
слива воды баллоны ставят вертикально вентилем вверх и выдер¬
живают в таком положении в течение 8 ч. После этого можно за¬
полнять трансформатор и установки азотной защиты.
Хранят баллоны в местах, защищенных от солнечного света
и вдали от нагревательных приборов. С баллонами следует обра¬
щаться осторожно, не бросать их и не опрокидывать.
Перед присоединением баллона к редуктору установки про¬
дувают штуцер вентиля баллона. Для этого на 1—2 с медленно
и плавно поворачивают маховичок вентиля на */4 оборота. При
этом оператор стоит сбоку штуцера вентиля, чтобы не получить
травму от струи азота.
ів) Монтаж установки и ее включение. Монтаж установки про¬
изводят в следующей последовательности. Сначала устанавливают
на фундаментные болты раму шкафа и закрепляют на ней боковые
листы стенки. Устанавливают и закрепляют патрубок для соедине¬
ния установки с трубопроводом, идущим к расширителю. Работу
с мягкими резервуарами производят при температуре не ниже
—25°С. Снимают заглушки со штуцеров мягких резервуаров, навер¬
тывают и уплотняют патрубки для присоединения резиновой труб¬
ки. Затем подвешивают резервуары на скобах рамы установки
таким образом, чтобы штуцер патрубка был направлен вниз
в сторону дверцы шкафа. Устанавливают и закрепляют крышку
шкафа и соединяют патрубок установки с трубопроводом расши¬
рителя трансформатора и уплотняют его.
Следующим этапом монтажа является установка на шкафе
осушителя азота, соединение его резиновыми трубками с мягкими
резервуарами и его заполнение на 0,9 объема предварительно обра¬
ботанным для индикации силикагелем марки КСК (ГОСТ 3956-54).
После этого через кран на осушителе наполняют мягкий резервуар
сухим азотом (с содержанием кислорода не более 0,003%), уплот¬
няют все места возможной утечки азота. В существующих уста¬
новках с одним резервуаром количество азота доводят до 5,75 м3,
с двумя резервуарами — до 4,8 м3 в каждом резервуаре. После за¬
полнения кран на осушителе закрывают временной пробкой. Про¬
верку герметичности производят смачиванием мест уплотнения
мыльным раствором.
68

Объем азота, м3, в мягком резервуаре определяют по формуле
Vp=Vj (Ря-Рк) 10-3ЛРр,	(3)
где ѴР — объем азота в мягком резервуаре, м3; F'j — объем балло¬
на, дм3; Рв—[начальное избыточное давление в баллоне, Па; Рк—
конечное давление ів баллоне, Па; Рр — предельное давление
в мягком резервуаре, Па.
Давление Рр не должно, превышать 103-ІО3 Па.
Пример 1. Мягкий рез’ервуар необходимо заполнить 1,2 м3
азота. Объем баллона 40 л^ начальное давление в баллоне
1,35-ІО7 Па. Тогда из формулы (3) имеем:
Рн—Рк = ѴрРр/Ѵ5.10~ 3= 1,2-1000-103-103/40 = 0,3-10’ Па;
РК = РН — 0,30-10’= (1,35 — 0,30) 10’= 1,05-10’ Па.
Для заполнения мягкого резервуара 1,2 -м3 азота давление
в баллоне необходимо снизить с 1,35-107 до 1,05-107 Па.
После заполнения мягких резервуаров к пластине шкафа при¬
варивают заземляющую шинку. Место сварки зачищают и закра¬
шивают. Затем доливают трансформатор маслом и заливают рас¬
ширитель до верхней отметки уровня масла. После этого- прове¬
ряют герметичность всех узлов трансформатора. Для этого через
резиновую трубку для подсоединения установки азотной защиты
в системе создают давление азотом, равное 5-ІО3 Па. Все места
соединения и сварки проверяют мыльным раствором. Давление
обычно измеряют водяным дифманометром, устанавливаемым на
вентиле 5 (рис. 35). Открывают пробку в верхней части выхлоп¬
ной трубы. Через резиновую трубку установки азотной защиты
продувают азотом надмасляное пространство трансформатора
в течение 5 мин. Давление в расширителе не должно превышать
5-ІО3 Па.
Затем закрывают пробку в верхней части выхлопной трубы,
уплотняют ее и присоединяют резиновую трубку установки азот¬
ной защиты к крану на азотном осушителе и уплотняют место
соединения. Сливают масло через нижний кран расширителя до-
отметки уровня масла на -расширителе, соответствующей темпе¬
ратуре окружающего воздуха. При этом азот самотеком поступает
в расширитель из мягкого резервуара.
г) Контроль состояния установки азотной защиты и ее эксплуа¬
тация. Контроль состояния установки производят периодически. Он
состоит в следующем: 1) определяют количество масла в расши¬
рителе и азота в мягких резервуарах; 2) определяют цвет сили¬
кагеля; 3) отбирают пробы газа из газовой подушки.
Количество масла в расширителе и азота в мягких резервуа¬
рах определяют визуально. При наивысшем уровне масла в расши¬
рителе емкость заполнена максимально и наоборот. При этом азот
в емкости не должен отсутствовать. Если уменьшение объема ре¬
зервуара не соответствует объему масла в расширителе, необхо¬
димо проверить состояние резервуара. При хорошем состоянии
резервуара необходимо проверить герметичность всех соединений
в надмасляном пространстве трансформатора и устранить неисправ¬
ность. Если, кроме того, надежна герметичность соединений в над¬
масляном пространстве, пополнение (подпитку) резервуаров азо¬
том производят в среднем 1 раз в год через кран на осушителе
69

азота. При этом кран, соединяющий расширитель с мягкими ре¬
зервуарами, закрывают.
■Практикуется следующая периодичность контроле состояния
установки азотной защиты: '1) контроль наполнения мягких резер¬
вуаров — 1 раз в месяц; 2) проверка степени увлажнения силика¬
геля — 1 раз в 3 мес; 3) контроль состояния резервуаров — 1 раз
в год; 4) контроль трубопровода — 1 раз в год; 5) отбор и ана¬
лиз проб газа— 1 раз в 6 мес.
Оценку степени увлажнения силикагеля производят исходя из
следующих данных:
Количество
т т	поглощенной
Цвет силикагеля	влаги, % массы
силикагеля
Ярко-синий	 1
Голубоватый	 3
Лиловый	 5
Вся масса зерен лиловая и несколько зерен
розовых	 10
Смесь зерен розовых	и светло-лиловых ...	15
Большинство зерен	розовых	 20
Все зерна розовые	 25
Силикагель заменяют при количестве поглощенной влаги, рав¬
ном 1О°/о- Смену силикагеля производят в следующей последова¬
тельности: 1) перекрывают кран, соединяющий расширитель с мяг¬
ким резервуаром; 2) снимают нижнюю крышку осушителя азота,
высыпают силикагель, устанавливают и уплотняют заглушку; 3) сни¬
мают верхнюю заглушку осушителя азота, наполняют 0,9 его объе¬
ма силикагелем, устанавливают и уплотняют заглушку; 4) откры¬
вают кран, соединяющий расширитель с мягким резервуаром.
Содержание кислорода ів азоте должно быть не более 1 % ■
В противном случае производят замену азота на сухой с содержа¬
нием кислорода не более 0,003 % • Через 3—4 мес повторяют анализ
проб газа.
20.	УСТАНОВКА АВТОМАТИЧЕСКОЙ ПОДПИТКИ АЗОТОМ
Установка (рис. 37) предназначается для автоматической под¬
питки азотом трансформаторов на период их транспортирования
до места монтажа и на период их хранения до включения. В те¬
чение 30 сут установка обеспечивает подпитку трансформатора азо¬
том без замены баллонов с момента ее включения в работу. Она
надежно работает при любых естественных колебаниях атмосфер¬
ного давления и влажности воздуха при температуре окружающей
среды от —45 до -|-45ОС.
В установке применяют азот с максимальным суммарным со¬
держанием примесей не более 0,5%. Максимальный расход азота
через установку составляет 0,75 м3/сут. Максимальное давление
азота, создаваемое установкой в баке трансформатора, равно
5-ІО4 Па. В установке используют четыре баллона; емкость каж¬
дого 40 л, и масса вместе с азотом 50 кг. Начальное давление азо¬
та в баллоне'составляет 12,5-106 Па при -|-20°С. Одна установка
обеспечивает подпитку азотом трансформатора, содержащего до
63 т трансформаторного масла.
70

Из баллонов 1 (рис. 37) азот поступает в осушитель 5, в ко¬
тором из азота удаляется влага. Из осушителя азот поступает
в редуктор 10, где его давление снижается до (2—5)-ІО5 Па. За¬
тем, проходя через сопло 13, при помощи которого обеспечивается
расход азота 0,75—0,67 м3/сут, и предохранительный клапан 14,
азот поступает в бак трансформатора. Предохранительный клапан
служит для ограничения давления азота в баке трансформатора
до 5-ІО4 Па. Манометр 9 предназначен для контроля азота в баке
трансформатора. Прежде чем включить установку в работу, необ¬
ходимо провести ряд подготовительных мер.
а)	Настройка предохранительного клапана и проверка уста¬
новки на герметичность. Сначала установку через вентиль 4 (рис. 37)
присоединяют к пустому баллону емкостью 40 л (избыточное дав-
Рис. 37. Схема установки автоматической подпитки азотом.
1— баллоны с азотом; 2—4 — вентили; 5 — осушитель; 6—9 — манометры; 10 —
редуктор; И — винт регулировочный редуктора; 12 — клапан предохранитель¬
ный редуктора; 13 — сопло расходное; 14 — клапан предохранительный; 15 —
винт регулировочного клапана; 16 — бак трансформатора.
ление в баллоне равно нулю) и открывают вентиль. После этого
вывертывают винт 11, создают перед соплом 13 давление (1,5+
+1) -105 Па, осуществляя контроль за изменением давления по
манометру 8. С помощью регулировочного винта 15 настраивают
предохранительный клапан 14 на давление 46-ІО3 Па с допуском
-f-4-Ю3 Па и законтривают винт. Контроль ведут также по мано¬
метру 9. Правильно настроенный клапан 14 должен открываться
при избыточном давлении не выше 5-ІО4 Па и закрываться при
избыточном давлении не ниже 46-ІО3 Па. Правильность настройки
■клапана проверяют следующим образом. За началом открывания
клапана обычно следят по образованию мыльного пузыря в отвер¬
стии сброса клапана. Если в течение 15 мин после начала откры¬
вания стрелка манометра 9 не перешла за отметку на шкале
5-ІО4 Па, клапан на открывание настроен пржильно. Затем, вы¬
вернув винт 11 до полного ослабление пружины редуктора, закры¬
вают вентиль 4 и, смачивая мыльным раствором отверстие сброса,
определяют по отсутствию мыльного пузыря полное закрывание
клапана, следя за показанием манометра 9. Если стрелка мано¬
метра не опустилась ниже отметки на шкале 46-ІО3 Па, то клапан
на полисе закрьгазание настроен правильно.
71

Герметичность установки проверяют следующим образом. От¬
крывают вентиль 4 (рис. 37) и смачивают все разъемные и не¬
разъемные соединения установки мыльным раствором. При обнару-
жении утечки азота производят подтяжку разъемных соединений и
подпайку неразъемных с предварительным отсоединением от уста¬
новки негерметичных участков. Особое 'внимание уделяют герме¬
тичности вентилей 2—4. Баллоны с негерметичными вентилями за¬
меняют. Отворачивая нажимную гайку предохранительного клапана
/2 редуктора 10 или вворачивая винт 11 редуктора 10, устанав¬
ливают стрелку манометра 9 против деления 4- ІО4 Па, после чего
нажимную гайку предохранительного клапана 12 возвращают в ис¬
ходное положение, а винт 11 вывертывают до полного ослабления
пружины. После этого закрывают вентили 2 и 4. Если по истече¬
нии 1 ч после закрывания вентилей показания манометров 6, 7, 8
и Р не изменились, установка герметична. При замене баллонов 1
с негерметичными вентилями вентили 2 и 5 должны быть закрыты.
б)	Настройка установки на постоянный расход азота. Для на¬
стройки установки вначале открывают вентиль 4 и снижают дав¬
ление в баллоне до 17-ІО3—19-ІО3 Па, осуществляя контроль за
снижением давления по манометру 9. Открывают вентили 2 и 5 и,
ввертывая регулировочный винт 11, создают на выходе из редук¬
тора 10 давление 3-105 Па (контролируют по манометру 8). По
манометру 9 следят за достижением избыточного давления
2-ІО4 Па и при этом давлении включают секундомер и выключают
его	при	достижении	избыточного давления	4-ІО4	Па. Если
показания секундомера находятся в пределах 15 мин 50 с —
16	мин	20 с, то	установка на расход	азота	настроена
правильно. В противном случае настройку повторяют, регулируя
давление на выходе из редуктора 10 в пределах 2-Ю5—5-Ю5 Па.
После настройки законтрнвают регулировочный винт 11 редуктора,
закрывают вентили 5 и 4 и отсоединяют от последнего гибкий
шланг установки, заглушив его пробкой. На вентили 2 надевают
защитные колпаки и кожух на аппаратуру установки и опломби¬
руют его (кроме люка против вентиля 5).
®) Включение установки в работу. Установка навешивается
на бак трансформатора 16, заполненный сухим азотом с избыточ¬
ным давлением 34-103 Па. Сначала продувают вентиль 4 (рис. 37),
присоединяют к нему гибкий шланг установки, открывают вентиль
и проверяют мыльным раствором герметичность места соединения.
Через 2 ч термосигнализатором, установленным на баке, измеряют
температуру азота в баке трансформатора; если она не превышает
45°С, избыточное давление азота в баке доводят до следующих
значений (контролируют по манометру 9):
Температура азота в баке Избыточное давление в баке
трансформатора, ”С трансформатора, 10* Па
До 20	3,4
Выше 20	до	30	3,8
Выше 30	до	40	4,2
Выше 40	до	45	4,4
Примечание. Стрелка манометра не должна
выходить за границу отметки деления шкалы больше
чем на половину своей ширины.
Через 24 ч повторно измеряют температуру и снимают пока¬
зания избыточного давления с манометра 9. Давление азота в баке
должно снизиться не более чем на 1-103 Па. Если температура азо-
72

та
отличается от первоначальной,
ъемного расширения азота:
то учитывают
поправку из-за
Разность темпе*
Поправка из-за
Разность темпе¬
Поправка из-за
ратур азота в
объе.много рас¬
ратур азота в
сбъемного рас¬
начале и в конце
ширения азота,
начале и в конце
ширения азота.
испытания, °C
ІО2 Па
испытания, °C
10» па
1
5 »
9
41,5-
2
9,5
10
46у\
3
14
11
50,5
4
19
12
55
5
23,5
13
59,5
6
26
14
64
7
32,5
15
68,5
8
37
Пример 2. Начальная температура азота равна 24°С. Тогда
избыточное давление в баке трансформатора составляет 38-ІО3 Па.
Температура азота через 24 ч понизилась до 21°С, а давление по
манометру 9 составляет 36-ІО3 Па. Для того чтобы определить паде¬
ние давления из-за утечки азота, необходимо из начального давле¬
ния вычесть конечное и поправку из-за объемного расширения азота
для перепада температур 24—21=3°С, т. е. (38—36—1,4) -103=
=0,6-103 Па, что меньше 1 -ІО3 Па. Следовательно, бак испытание
на герметичность выдержал.
Пример 3. Начальная температура азота равна І4°С. Избы¬
точное давление в баке трансформатора составляет 34-ІО3 Па. Тем¬
пература азота через 24 ч повысилась до 20°С, а давление по мано¬
метру 9 составляет 35-ІО3 Па. Для того чтобы определить падение
давления из-за утечки азота, необходимо к начальному давлению
прибавить поправку из-за объемного расширения, взятую для пе¬
репада температур 20—14=6°С, и вычесть конечное давление, т. е.
(34—|—2,6—35) 103=1,6-103 Па, что больше допустимого 1-103 Па.
Следовательно, бак испытание на герметичность не выдержал. Не¬
обходимо найти места утечек азота, устранить утечки и повторить
испытание на герметичность.
Для включения установки в работу через люк, расположенный
на левой боковой стенке кожуха, открывают вентиль (,рис. 37).
Затем на люк устанавливают заглушку, а на вентиль 4— защит¬
ный колпак. По манометру 7 проверяют давление в баллонах /,
Таблица 5
Температура окру¬
жающего воздѵха,
°C
Минимальное дав¬
ление в баллоне,
10е Па
Температура окру¬
жающего воздуха,
°C
Минимальное дав¬
ление в баллоне,
Юо Па
4-45
13,55
0
11,6
4-40
13,35
—5
11,4
4-35
13,15
—10
11,2
4-30
12,9
—15
11,0
4-25
12,7
—20
10,8
4-20
12,5
—25
10,55
4-15
12,25
—35
10,15
4-Ю
12,05
—40
9,9
4-5
11,8
—45
9,7
і

которое должно быть ие меньше 12,5-ІО6 Па при —|—20°С. Если
температура окружающего воздуха отличается от -| 20°С, мини¬
мальное давление в баллонах определяют по табл. 5 и сравнивают
с действительным. Действительное давление должно быть выше
определенного по таблице. В противном случае баллоны заменяют.
После включения установки в работу избыточное давление
азота в баке трансформатора в течение 30 сут поддерживается
автоматически ® пределах 1-104—5-ІО4 Па.
Смену баллонов производят в том случае, если во время
эксплуатации установки давление в них снизилось до (2ч-5) -10s Па.
Для этого закрывают вентили 3 и 2 (рис. 37), отсоединяют от них
трубопровод и снимают баллоны со скоб крепления. На скобы
устанавливают новые баллоны, из которых слнта вода (§ 19). Затем
баллоны продувают, соединяют трубопровод с вентилями 2, откры¬
вают вентили и проверяют мыльным раствором иа герметичность
вентили и места присоединения к ним трубопроводов. После
этого открывают вентиль 3 н устанавливают защитные колпаки иа
вентили 2 и заглушку на люк против вентиля 3. Уплотняющие про¬
кладки разъемных соединений заменяют новыми.
21.	ДРУГИЕ СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ МАСЛА
Одним из способов защиты масла от увлажнения и
окисления является пленочная защита (рис. 32,л). Она
предусматривает в расширителе эластичную емкость,
расположенную в надмасляном пространстве и запол¬
ненную воздухом, который свободно поступает в нее при
«дыхании» трансформатора. При расширении масла
в связи с повышением температуры окружающей среды
воздух выходит из емкости и она сжимается. При
обратном процессе уровень масла снижается и в емкость
входит наружный воздух. В СССР этот способ защиты
масла проверяется в опытной эксплуатации.
Существует способ защиты масла с применением
масляного затвора (рис. 32,ж), который устраняет кон¬
такт масла в расширителе с наружным воздухом. В этом
случае расширитель должен иметь три отсека, т. е. две
дополнительные емкости. Надмасляные пространства от¬
секов 1 и 2 заполнены азотом и имеют сообщение друг
с другом в верхней части. Таким образом, при повыше¬
нии объема масла в отсеке 1 расширителя вытесненный
из этого отсека азот переходит в отсек 2, уровень масла
в котором снижается. Соответственно повышается уро¬
вень масла в отсеке 3 и часть воздуха из него выходит
наружу. При обратном процессе наружный воздух вхо¬
дит в отсек 3, но благодаря масляному затвору нс по¬
падает в отсеки 1 и 2. Разновидностью этого способа за¬
щиты является способ с применением герметизирующего
74

состава. Принцип работы этого способа такой же, как
и способа защиты масляным затвором (рис. 32,ж).
В трансформаторах без расширителей применяют
способ защиты масла, основанный на полной герметиза¬
ции трансформатора (рис. 32,и). В этом случае транс¬
форматорные баки заполняют маслом не полностью. Под
крышкой имеется надмасляное пространство, заполнен¬
ное азотом. В связи с тем что при температурных изме¬
нениях объема масла в трансформаторе возникает избы¬
точное давление или разрежение, для их ограничения
приходится увеличивать объем надмасляного простран¬
ства, заполненный азотом. К уплотнениям и сварным
швам герметизированных трансформаторов предъявляют
повышенные требования: при разрежении внутрь транс¬
форматора не должен засасываться воздух. Для пред¬
отвращения аварии при чрезмерном повышении давле¬
ния применяют реле давления (см. § 12), которое сра¬
батывает при давлении более 75-ІО3 Па, трансформатор
получает сообщение с наружным воздухом и давление
в нем снижается. На этих трансформаторах также уста¬
навливают мановакуумметры, сигнализирующие о повы¬
шении давления.
В настоящее время необходимо создать такую защи¬
ту, которая защищала бы изоляцию не только от увлаж¬
нения, но и от насыщения ее газом и окисления кисло¬
родом воздуха. Азотная защита надежно защищает изо¬
ляцию от увлажнения и окисления, но при ее постоянном
действии масло постепенно насыщается азотом. Учиты¬
вая, что большая часть влаги, содержащаяся в трансфор¬
маторе, находится в твердой изоляции и что переход влаги
из твердой изоляции в масло ускоряется нагревом, не¬
обходимо осуществить непрерывную сушку масла, осо¬
бенно мощных трансформаторов высоких классов напря¬
жения. Поэтому во многих странах проводят исследова¬
ния с целью создания наиболее эффективной защиты
изоляции от увлажнения и окисления.
В связи с прогрессом, достигнутым в области полу¬
проводниковой техники, появилась возможность приме¬
нить защиту при помощи термоэлектрического осушите¬
ля, работа которого основана на эффекте Пельтье: путем
термоэлектрического охлаждения сушится «вдыхаемый»
и находящийся в расширителе воздух. При пропускании
тока через полупроводниковые элементы на их холодном
спае, расположенном в канале осушителя (рис. 38),
75
Л’

возникает температура около —20°С. Воздух из верхней
части расширителя трансформатора благодаря термоси¬
фонному эффекту поступает в канал осушителя. Проходя
по нему вниз, воздух охлаждается, и содержащаяся
в нем влага выпадает на специальных ребрах в виде
инея и льда. Сухой охлажденный воздух возвращается
в расширитель. При переключении полярности постоян¬
ного напряжения питания термоэлектрических преобра¬
зователей происходит переход холодного спая их в ре¬
жим нагрева. Лед, соприкасаясь с нагретыми ребрами,
превращается в воду, которая вытекает из термоохлаж-
Рис. 38. Схема термоосушителя.
1 — расширитель; 2— масляный затвор; 3 — термоэлектрические преобразова¬
тели; 4 — крепление термоэлектрических преобразователей; 5 — ребра охлаж¬
дения; 6 — корпус; 7 — внутренняя полость; 8 — оттаиватель; 9 — конденсат;
10 — масло трансформаторное.
дающего устройства и собирается в сборнике конденса¬
та. Процесс вымораживания влаги длится 24 ч, а про¬
цесс нагрева, приводящий к расплавлению льда, 10 мин.
Под действием температурных колебаний изменяют¬
ся уровень масла в расширителе и соответственно объем
воздуха в надмасляном пространстве. После выравнива¬
ния давления прямой связи осушенного воздуха с атмо¬
сферой не существует. При повышении уровня масла
в расширителе лишний воздух через масляный затвор
выбрасывается в атмосферу. При замерзании влаги
спускное отверстие осушителя закрывается льдом. Одно¬
временно происходит непрерывная циркуляция через
осушитель воздуха, находящегося в расширителе. Таким
образом, осушитель одновременно производит сушку
76

воздуха, «вдыхаемого» трансформатором и находяще¬
гося в расширителе.
При термосифонном эффекте количество воздуха
с абсолютной влажностью 2 г/м3, проходящего через
осушитель, достигает 1,5 м3/ч. Производительность осу¬
шителя составляет 7—8 г/ч.
Осушитель питается от сети трехфазного тока напря¬
жением 380/220 В, частоты 50 Гц. Образцы таких осу¬
шителей в СССР установлены на некоторых работаю¬
щих трансформаторах.
22.	СРАВНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ЗАЩИТЫ МАСЛА
При современных методах сушки влагосодержание твердой
изоляции при выпуске трансформаторов с завода должно состав¬
лять: 1) для трансформаторов классов напряжения ПО—330 кВ
с расширителем, тѳрмосифонным или адсорбционным фильтром
(адсорбером) и силикагелевым осушителем не более 0,5%; 2) для
трансформаторов классов напряжения 500 и 750 кВ с более со¬
вершенной защитой масла от .увлажнения 0,5 и 0,2% соответ¬
ственно.
Рекомендуемые значения влагосодержаиия твердой изоляции
в эксплуатации, обеспечиваемые конструкцией трансформатора, со¬
ставляют менее 1% для класса напряжения 500 кВ и менее 0,5%
для класса напряжения 750 кВ. Однако содержание влаги в изо¬
ляции работающих трансформаторов часто достигает 4%. Это
говорит о значительном поглощении трансформатором влаги из
окружающего воздуха.
Масло, предназначенное для заливки трансформатора, должно
иметь влагосодержание не более 5 г/т. Распределенная влага мало
влияет на электрическую прочность изоляции. Однако поглощение
влаги из масла твердой изоляцией при охлаждении и выделение
ее при нагреве могут привести к значительной концентрации влаги
в напряженных участках изоляции.
Влага может поступать также вместе с воздухом в расшири¬
тель, что резко ускоряет процесс старения изоляции. Поэтому со¬
здание совершенной системы осушения воздуха, поступающего
в расширитель, является серьезным фактором для продления срока
службы изоляции. Практически не существует защиты изоляции
трансформаторов, которая полностью удовлетворяла бы всем тре¬
бованиям, т. е. поддерживала бы состояние изоляции на уровне
заводской сушки. Трудность создания такой защиты определяется
тем, что, предохраняя изоляцию от увлажнения, необходимо защи¬
тить ее от насыщения газами и окисления кислородом воздуха.
Применяемые устройства защиты имеют свои преимущества и
недостатки. Наиболее распространенным способом является защи¬
та изоляции при помощи силикагелевого осушителя. Это также и
самый простой способ защиты, не требующий большого ухода.
При использовании одновременно и термосифонного фильтра для
регенерации этот способ защиты увеличивает срок службы масла
в 3—4 раза по сравнению с трансформатора,мн, снабженными толь¬
ко расширителем и не имеющими дополнительной защиты. К его
преимуществам относятся также простота конструкции, высокая
77

надежность и небольшая стоимость. Защита не требует дополни¬
тельного места для размещения, не увеличивает габариты и массу
трансформатора. Однако полностью исключить поступление влаги
через воздухоосушитель не удается, это приводит к медленному
повышению содержания влаги s изоляции трансформатора. Кроме
того, нормальная работа івоздухоосушителя и термосифонного
фильтра требует довольно частой замены силикагеля. Этот способ
защиты практически не позволяет использовать преимущества
дегазированного масла.
При способе защиты изоляции с применением воздухоосуши-
тел.я, использующего эффект Пельтье, воздух, входящий в расши¬
ритель и находящийся в расширителе, постоянно осушается. Этот
способ не требует практически дополнительного места, не увели¬
чивает габариты трансформатора, ослабляет растворение воздуха
в масле из-за низкой температуры, создаваемой осушителем в рас¬
ширителе. Однако способ не устраняет соприкосновения масла
с воздухом и окисления его кислородом воздуха. Этот способ за¬
щиты неприменим при низких температурах окружающего воздуха
без дополнительного обозревателя. Кроме того, указанный способ
защиты исключает использование дегазированного масла, необходи¬
ма сложная схема устройства блока питания и управления, тре¬
буются термосифонные фильтры.
Способ защиты с применением эластичной емкости, запол¬
ненной азотом, и термооифонного фильтра полностью защищает
масло от увлажнения и окисления, увеличивает его срок службы
не менее чем в 5 раз по сравнению со сроком службы масла
в трансформаторах, снабженных расширителем без дополнительной
защиты. Способ отличается высокой эксплуатационной надежно¬
стью и простотой конструктивных решений. Тем не менее он имеет
и ряд недостатков: требует значительной площади для размещения
установки, нё защищает трансформатор от насыщения азотам,
это ограничивает возможность усовершенствования изоляции транс¬
форматоров, так как не позволяет использовать преимущества
дегазированного масла, требует применения термосифонных фильт¬
ров, .а также периодических осмотров установки.
Способ защиты с применением азотной подушки и герметизи¬
рующего состава или с применением масляного затвора в расши¬
рителе не имеет видимого преимущества перед другими способами
защиты. В первом случае требуется значительно больше места для
размещения аппаратуры, чем при любом другом способе защиты
масла, что существенно увеличивает массу и габариты трансфор¬
матора. Во втором случае он требует применения расширителя,
в 3 раза большего по объему, чем обычный. Зашита работает с пе¬
ременным давлением азота над маслом, не позволяет использовать
преимущества дегазированного масла.
Способ защиты масла с применением эластичной емкости в рас¬
ширителе (пленочная защита) и термооифонного фильтра полно¬
стью защищает масло от увлажнения и окисления, использует пре¬
имущества дегазированного масла, длительно сохраняет уровень
влажности изоляции, достигнутый на заводе-изготовителе, не уве¬
личивает массу и габариты трансформатора, надежен в эксплуата¬
ции. Однако этот способ защиты требует использования масло¬
указателя специальной конструкции, несколько затрудняет работу
газовой защиты из-за интенсивного поглощения маслом газа, кро¬
ме того, при этой защите предполагается образование статических
78

зарядов в расширителе. В связи с этим следует относиться с боль¬
шой осторожностью к применению данной защиты, предварительно
изучив вопрос о возможности устранения статических зарядов
в расширителе.
Способ защиты масла с применением силикагелевого осуши¬
теля нашел наиболее широкое применение в силу своей простоты.
Выбор оптимального способа защиты может быть сделан после
обязательной экспериментальной проверки всех известных спосо¬
бов на работающих трансформаторах.
Глава пятая
УСТРОЙСТВА ОЧИСТКИ МАСЛА
23.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
В процессе эксплуатации трансформаторное масло
подвергается увлажнению не только вследствие погло¬
щения влаги из изоляции обмоток и магнитопровода,
но и из-за разложения масла (старения). Для удаления
продуктов старения трансформаторного масла приме¬
няют различные виды фильтров как в сочетании с сор¬
бентами, так и без них.
Все виды фильтров работают непрерывно, если су¬
ществует циркуляция масла через них; чаще всего это
циркуляция естественная, обусловленная разностью
температур масла в верхних и нижних слоях в баке
трансформатора.
24.	ТЕРМОСИФОННЫЙ ФИЛЬТР
Масляные трансформаторы мощностью 160 кВ-А
и более, в которых масло в расширителе соприкасается
с окружающим воздухом, должны иметь термосифонный
фильтр (ГОСТ 11677-75). Масляные трансформаторы
мощностью 1000 кВ-А и более с азотной защитой также
должны иметь термосифонный фильтр (это не относится
к трансформаторам с заполнением жидким негорючим
диэлектриком).
Термосифонные фильтры применяют для непрерывной
автоматической регенерации масла в трансформаторе
с целью удлинения срока службы трансформаторного
масла — замедления его старения.
Фильтр устанавливается на баке трансформатора
при помощи двух своих патрубков, которыми он при¬
соединяется к плоским кранам, установленным на па,-
трубках бака трансформатора. Патрубки фильтра при-
79

варены к стальным трубам с условным проходом 80 мм.
Термосифонный фильтр заполняется поглощающим ве¬
ществом— сорбентом. Вследствие разности температур
масла в баке работающего трансформатора и находя¬
щегося в термосифонном фильтре возникает конвекцион¬
ная циркуляция масла через фильтр сверху вниз. Омы¬
ваемый маслом сорбент отбирает из масла влагу, шлам,
кислоты и перекисные соединения, образующиеся в про¬
цессе старения масла и твердой изоляции трансфор¬
матора.
Циркуляция масла через термосифонный фильтр
подтверждается несколько большим нагревом верхней
части фильтра по сравнению с его нижней частью.
В изготовляемых трансформаторными заводами тер¬
мосифонных фильтрах в качестве сорбента применяется
силикагель марки К.СК (крупный силикагель крупнопо¬
ристый) дробленый или гранулированный по ГОСТ
3956-54. Размер зерен гранулированного силикагеля
должен быть в пределах 2—7 мм. Изготовляемые филь¬
тры вмещают 4; 6; 10; 50; 100 и 150 кг силикагеля. На
трансформаторе устанавливают один или несколько
фильтров. Выбор емкости фильтра и их числа произво¬
дят в зависимости от массы масла в трансформаторе:
масса силикагеля в фильтре должна составлять 0,8—
1,25% массы всего масла трансформатора при насыпной
массе силикагеля 0,5 кг/дм3.
Согласно практике применения термосифонных филь¬
тров расчетное количество силикагеля в процентах мас¬
сы масла установлено следующее:
Масса масла, т	 До	1	1—30 Более 30
Количество силикагеля, %	 1,25	1	0,8
Число фильтров, устанавливаемых на одном транс¬
форматоре, рекомендуется выбирать следующее:
Масса масла в
Масса масла в
трансформато¬
Емкость одного
Число
трансформато¬
Емкость одного
Число
ре, т
фильтра, кг
фильтров
ре, т
цжльтра, кг фильтров
0,25
4
1
10
100
1
0,5
6
1
15
150
1
1
10
1
20
100
2
2
10
2
30
150
2
3
10
3
40
150
2
4
50
1
50
100
4
5
50
1
Силикагель, засыпаемый
в фильтр, должен
быть
предварительно просушен при 140°С в
течение 8
ч или
80

при 300°С в течение 2 ч. Одна из конструкций термо-
сифонного фильтра (рис. 39,6) представляет собой
стальной цилиндр, к нижней и верхней частям которого-
приварены колпаки с цилиндрами меньшего диаметра
и патрубками для присоединения фильтра к трансфор¬
матору. В нижней части корпуса помещена решетка
с лежащей на ней стальной сеткой, препятствующей уно¬
су зерен силикагеля потоком масла в бак трансформа-
Рис. 39. Установка термосифонного фильтра.
а — на 4.6 и 10 кг сорбента; б — на 50, 100 и 150 кг сорбента; 1 — термоси¬
фонный фильтр; 2~ верхний патрубок; 3 — нижний патрубок; 4 — бак транс¬
форматора; 5 — крышка трансформатора.
тера. На решетке и сетке лежит масса засыпанного
в цилиндр силикагеля. Засыпку силикагеля производят
через крышку наверху корпуса. Заполнение фильтра
маслом перед его включением в работу должно произво¬
диться снизу. В нижней части корпуса имеется отстой¬
ник со спускной пробкой. Размеры термосифонных филь¬
тров приведены в табл. 6 (рис. 39,а) и 7 (рис. 39,6).
Для термосифонных фильтров с емкостью силикаге¬
ля 50, 100 и 150 кг Н2 равно 2000, 2285, 2485, 2685, 3000,
3250, 3750, 4000, 4250 мм.
Включение термосифонных фильтров производят сле¬
дующим образом: 1) разбирают фильтр, очищают внут-
6—556	81
ренние поверхности фильтра и соединительных патруб¬
ков от загрязнений и промывают их чистым сухим
трансформаторным маслом; 2) отсеивают сухой сорбент
от пыли и засыпают его в фильтр; 3) фильтр устанав¬
ливают на патрубках трансформатора при закрытых
плоских кранах; 4) открывают воздушный кран (проб-
Таблица 6
Масса сили¬
кагеля в
■фильтре, кг
Размеры фильтра, мм, рис. 39, а
Полная мас¬
са фильт¬
ра, кг
D
D,
»
h
4
180
240
522
370
380
8,81
6
180
240
707
530
565
10,4
10
200
265
867
690
725
13,54
ку) на колпаке фильтра и при незначительно открытом
кране нижнего патрубка заполняют фильтр маслом из
■бака трансформатора. При появлении масла в воздуш¬
ном кране закрывают кран нижнего патрубка и дают
отстояться фильтру в течение 1 ч. После этого спускают
часть масла из отстойника фильтра через спускную
пробку; 5) открывают верхний и нижний краны, пол¬
ностью заполняют фильтр и патрубок маслом и закры¬
вают воздушный кран; доливают масло в расширитель
до установленной отметки; 6) засыпанный в термоси¬
фонные фильтры емкостью более 50 кг силикагель про¬
мывают чистым и сухим трансформаторным маслом
с очисткой масла фильтр-прессом.
Таблица 7
Масса силикагеля в
фильтре, кг
Размеры фильтра, мм (рис. 39, б)
D
н
L
50
415
406
740
1150
408
100
530
516
885
1310
526
150
620
608
970
1420
526
Перезарядку фильтра производят при достижении
кислотного числа масла 0,1—0,15 мг КОН на 1 г масла.
Отбор проб масла из бака трансформатора производят
согласно [Л. 7].
82

25.	СЕТЧАТЫЙ ФИЛЬТР
В трансформаторах с охлаждением вида Ц и выне¬
сенным охлаждением вида ДЦ для задержки волокон
и других твердых частиц, которые могут отслаиваться
от изоляции обмоток и изоляционных деталей при при¬
нудительной циркуляции масла в трансформаторе, при¬
меняется сетчатый фильтр (рис. 40). Он устанавливается
вблизи входа охлажденного масла в бак трансформато-
Рис. 40. Сетчатый фильтр.
ра, т. е. в напорной ветви маслопровода. Его размер
выбирается в зависимости от диаметра трубопровода,
в рассечку которого он встраивается.
Фильтр представляет собой стальной цилиндр с дву¬
мя патрубками, расположенными относительно друг дру¬
га под углом 90°. Внутри корпуса расположен второй
цилиндр с круглыми отверстиями, обернутый стальной
сеткой по ГОСТ 3187-65. Масло поступает в фильтр
через нижний патрубок, фильтруется, проходя через
сетку и отверстия внутреннего цилиндра, и выходит
к трансформатору через горизонтально расположенный
патрубок. Торцевая часть цилиндра закрыта крышкой,
которая снимается при очистке фильтра. Вверху на кор¬
пусе фильтра имеются два штуцера для установки кра¬
нов, предназначенных для выпуска воздуха при запол¬
нении всей масляной системы трансформаторным мас¬
лом и установки манометров. Кран должен быть открыт
до тех пор, пока в отверстии штуцера не покажется мас¬
ло. Манометры позволяют косвенно судить о степени
загрязнения сетки фильтра, показывая перепад давле¬
ний на участке между входом и выходом масла. Приме¬
няются манометры класса точности 1 с верхним преде¬
лом измерений 2,5- ІО5 Па (ГОСТ 8625-69).
6*	83

Сбоку фильтра с одной и другой стороны предусмот¬
рены пробки для выпуска воздуха в случае, когда поло¬
жение фильтра исключает возможность выпуска воздуха
из корпуса через кран. Для предотвращения попадания
влаги и посторонних предметов внутрь фильтра при
транспортировании на место монтажа на фланцы патруб¬
ков фильтра устанавливают заглушки на резиновых про¬
кладках. Присоединительные размеры фланцев соответ¬
ствуют условному давлению Ру=1-106 Па, а их толщины
Таблица 8
Условный про¬
ход £>у
Размеры, мм
Масса, кг
D,
1
d
L
6
100
220
65
180
386
18
185
24,7
125
250
86
210
406
18
205
26,3
150
285
85
240
410
23
205
31,9
Ру=2,5-105 Па (ГОСТ 12827-67). Корпус фильтра рас¬
считан на пробное давление 4-ІО5 Па и условное
2,5-ІО5 Па (ГОСТ 356-68). На корпусе фильтра нанесе¬
на стрелка, указывающая направление движения масла.
Габариты, присоединительные размеры и масса изго¬
товляемых в настоящее время фильтров приведены
в табл. 8 и на рис. 40.
26.	АДСОРБЦИОННЫЙ ФИЛЬТР
Адсорбционные фильтры (адсорберы), так же как и
термосифонные, применяются для очистки и восстанов¬
ления (регенерации) трансформаторного масла с целью
удлинения его срока службы. В отличие от термосифон¬
ных фильтров адсорберы устанавливаются на отдельном
фундаменте в системе принудительной циркуляции мас¬
ла через масляно-водяной охладитель [Л. 1].
Глава шестая
ВВОДЫ, ПРИСОЕДИНЕНИЯ КАБЕЛЕЙ И ВТОРИЧНЫХ
ЦЕПЕЙ
27.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Для присоединения обмоток трансформатора к элек¬
трической сети применяются вводы, которые устанавли¬
ваются па крышке трансформатора или стенке бака.
•84

-Основными деталями ввода являются токоведущий эле¬
мент— металлический стержень, труба, кабель или про¬
вод— и фарфоровый изолятор. Изолятор отделяет токо-
г ведущую часть от крышки или стенки бака трансформа¬
тора и с этой целью вставляется своей нижней частью
в отверстие в крышке или стенке бака. Таким образом,
вводы, устанавливаемые на трансформаторах общего
* назначения, имеют наружную часть, соприкасающуюся
■с окружающим воздухом, и внутреннюю, погруженную
в масло. Вводы имеют также вспомогательные детали
для крепления их к крышке и присоединения токоведу¬
щего элемента к электрической сети.
В трансформаторах для напряжения до 1000 В вклю¬
чительно применяют составные вводы, состоящие из
двух (иногда из трех) фарфоровых изоляторов. Внутрен¬
няя полость таких вводов не имеет масляного заполне¬
ния. Вводы на напряжения от 1000 до 35 000 В имеют
один фарфоровый изолятор; внутренняя полость вводов
заполнена маслом. Вводы на напряжение ПО кВ и выше
имеют две фарфоровые покрышки — верхнюю и ниж¬
нюю, скрепленные друг с другом в одно целое при по¬
мощи фланца (втулки). Внутренняя полость ввода за¬
полнена маслом.
Вводы на напряжения до 35 кВ включительно бывают
внутренней и наружной установки. Вводы внутренней
установки применяют на трансформаторах, эксплуати¬
руемых в помещениях или под навесом. Наружная по¬
верхность фарфорового изолятора для такого ввода —
гладкая или со слабо выраженными ребрами. Изолятор
имеет ребра для того, чтобы нижняя часть поверхности
фарфора каждого ребра не смачивалась дождем, этой
поверхности придают форму, исключающую задержку на
ней капель дождя.
Вводы разработаны и применяются на трансформа¬
торах в соответствии с классом напряжения обмоток
трансформатора по ГОСТ 721-77. Конструкция изоляции
ввода, его габариты в основном определяются классом
' напряжения обмотки трансформатора, с которой соеди¬
нен ввод. Электрическая прочность вводов на напряже¬
ния 3 кВ и выше должна соответствовать ГОСТ 1516.1-76
(табл. 9), а также ГОСТ 20690-75.
* Диаметр и сечение токоведущего стержня, конструк¬
ция присоединительных зажимов и конструкция крепле¬
ния ввода на крышке зависят от тока, для которого
85

предназначен ввод. Вводы должны иметь достаточную
механическую прочность. Конструкция вводов должна
быть удобной для ухода в эксплуатации. Этому требова¬
нию в большой степени отвечает конструкция съемных
вводов.
Таблица 9
Класс на¬
пряжения,
кВ
Наиболь¬
шее рабо¬
чее напря¬
жение, кВ
Испытательные напряжения про¬
мышленной частоты 50 Гц, кВ
Импульсные испыта¬
тельные напряжения, кВ
одноминут¬
ное
при плавном подъеме
полный
импульс
срезанный
импульс
в сухом
состоянии
под дож¬
дем
3
3,6
25
27
20
44
52
6
7,2
32
36
26
60
73
10
12
42
47
34
80
100
15
17,5
57
63
45
105
125
20
24
68
75
55
125
158
35
40,5
100
НО
85
165
240
НО
126
265
295
215
480
600
150
172
340
375
290
660
825
220
252
490
550
425
950
1190
330
363
630
700
550
1200
1400
500
525
800
900
740
1600
1950
750
787
950
1050
900
2100
2550
Примечание. Испытательные напряжения вводов на напряжения до 1 кВ,
включительно должны соответствовать ГОСТ 13871-65 и составляют [Л. 81:2 кВ для
вводов на напряжение 0,5 кВ; 2,5 кВ для вводов на напряжение 0,66 кВ и£3,5 кВ для
вводов на напряжение 1 кВ.
Изоляция вводов на напряжение до 35 кВ включи¬
тельно образуется фарфоровыми изоляторами и возду¬
хом или маслом, находящимся внутри ввода между фар¬
форовым изолятором и токоведущим стержнем. Чем
выше класс напряжения, на которое рассчитан ввод, тем
более развита поверхность его фарфорового изолятора
за счет увеличения числа ребер и, следовательно, высо¬
ты изолятора. При классе напряжения ПО кВ и выше
ввод является самостоятельным устройством и имеет
более сложную конструкцию изоляции, в которой пре¬
дусмотрено выравнивание распределения напряжения
внутри и снаружи ввода. Выравнивание напряжения
внутри ввода осуществляется уравнительными обклад¬
ками— цилиндрами из фольги, которые расположены
между токоведущим элементом и заземленным фланцем
и образуют ряд последовательно включенных конденса¬
торов. Для увеличения электрической прочности внут-
86

ренней изоляции в масляном промежутке между токо¬
ведущим элементом и заземленным фланцем помещают
барьеры, выполненные из бумажно-бакелитовых ци¬
линдров.
На трансформаторы, предназначенные для работы
в местах с повышенным загрязнением атмосферы, уста¬
навливают вводы с увеличенной длиной пути утечки по
поверхности изолятора. В этом случае для вводов на
напряжение 35 кВ старой конструкции на верхний то-
Та блица 10
Класс напря¬
жения» кВ
Наибольшее
рабочее напря¬
жение, кВ
Для трансформа¬
торов, устанавли¬
ваемых в системах
Длина пути утечки, см, для
исполнений
нормального
усиленного
3
3,6
С изолирован-
6
9
6
7,2
ной нейтралью
12
18
10
12
20
30
20
24
40
60
35
40,5
70
105
ПО
126
С заземленной
190
280
150
172
нейтралью
260
390
220
252
380
570
330
363
540
800
500
525
800
—
рец изолятора устанавливают фарфоровую надставку,
тем самым увеличивая поверхность изолятора. Конструк¬
ция съемных вводов на напряжение 35 кВ предусмат¬
ривает наличие специального усиленного изолятора
с увеличенной длиной пути утечки (ГОСТ 9920-75), по¬
лученной благодаря увеличению числа ребер и их более
развитой поверхности (табл. 10). На напряжения 110 кВ
и выше также применяются специальные вводы с удли¬
ненными верхними фарфоровыми покрышками. Длина
пути утечки усиленного исполнения вводов класса на¬
пряжения 500 кВ определяется специальными техниче¬
скими условиями.
Допустимый длительный рабочий ток ввода опреде¬
ляется в основном его контактными частями (токоведу-
щими зажимами). В большинстве случаев вводы имеют
болтовое соединение токоведущих зажимов. Сами зажи¬
мы изготовляются из меди и латуни и покрываются
оловом. Вводы старой конструкции (несъемные) разра¬
батывались на токи, не соответствующие принятому
87

в настоящее время ряду токов (ГОСТ 6827-76), а сле¬
довательно, диаметры токоведущих шпилек у них отли¬
чаются от диаметров шпилек съемных вводов (см. § 29).
Расположение вводов на крышке трансформатора
должно удовлетворять следующим требованиям: а) в воз¬
духе между токоведущими частями самих вводов, а так¬
же между токоведущими частями вводов и заземлен¬
ными частями трансформатора должны быть выдержаны
необходимые изоляционные расстояния; б) вводы долж¬
ны быть расположены в последовательности, установ¬
ленной ГОСТ 11677-75; в) должно быть предусмотрено
удобное присоединение проводников электрической сети
к вводам; г) вводы не должны мешать подъему краном
собранного трансформатора за крюки на баке или
подъему активной' части трансформатора за кольца,
укрепленные на крышке.
Таблица 11
Класс на¬
пряжения
ввода, кВ
Расстояние в свету, мм
Ввод — ввод, ввод —■ термометр,
ввод — привод переключающего
устройства (т. е. симметричные
электроды)
Ввод — расширитель, ввод — выхлоп¬
ная труба, ввод—коробка зажимое
(т. е. несимметричные электроды)
6
80
80
10
ПО
НО
15
150
150
20
180
185
35
300
315
ПО
840
880
150
1175
1230
330
1700
1750
500
3900
3900
Минимальные расстояния (без учета производствен¬
ных отклонений) в воздухе между токоведущими частя¬
ми (колпаками) ввода и между ними и заземленными
частями силовых масляных трансформаторов приведены
в табл. И.
Расстояние между вводами обмоток разных классов
напряжения выбирают по нормам для большего из двух
классов. Расстояние в свету между ребрами изоляторов
двух вводов должно быть не меньше одной трети изоля¬
ционного расстояния между токоведущими частями этих
вводов.
Изоляционные расстояния (табл. 11) соответствуют
испытательным напряжениям внешней изоляции (ГОСТ
88

1516.1-76) и установлены на основе опытных исследова¬
ний внешней изоляции. При конструировании трансфор¬
маторов эти расстояния увеличивают для учета произ-
1 водственных отклонений как при изготовлении самого
трансформатора (допуски на смещение отверстий под
вводы в крышке и на установку заземленных частей
трансформатора), так и при изготовлении фарфорового
изолятора (допуски на диаметр, длину и кривизну изо¬
лятора) на 10% для классов напряжения 6—35 кВ и на
5% для классов напряжения ПО кВ и выше. Поэтому
изоляционные расстояния между вводами принимают
значительно большими, чем те, что приведены в табл. И,
особенно для мощных трансформаторов.
Иногда для получения необходимых изоляционных
расстояний в воздухе вводы устанавливают наклонно
(токоведущие части ввода в его верхней части смеща¬
ются в сторону наклона и изоляционное расстояние уве¬
личивается) . Это необходимо в основном для вводов на
напряжения 35 и НО кВ, наклон которых осуществля¬
ется на угол 15, 30 или 45° к вертикали.
Вводы масляных трансформаторов (ГОСТ 11677-75)
должны располагаться так, чтобы, если смотреть со сто¬
роны вводов высшего напряжения, была следующая их
последовательность (слева направо):
в трехфазных трансформаторах: ВН 0—А—В—С,
СН Оуя Ат By.', Ст*
НН 0—а—b—с\
в однофазных трансформаторах: ВН А—X,
СН Ат Хт,
НН а—X.
При размещении вводов учитывают расположение
на крышке другой аппаратуры и арматуры трансформа¬
тора. Места расположения вводов на крышке для от¬
дельных серий трансформаторов регламентированы
ГОСТ 11920-73 и 12022-76 для трансформаторов классов
напряжения до 35 кВ; ГОСТ 12965-74—ПО кВ; ГОСТ
».	15957-70 — 220 кВ; ГОСТ 17545-72 — 330 кВ и ГОСТ
17544-72 — 500 кВ.
При больших токах, порядка сотен и тысяч ампер,
напряженность магнитного поля вблизи токоведущего
I, элемента ввода достигает большого значения. Стальная
крышка трансформатора или стенка бака, а также кол¬
паки вводов и фланцы недопустимо нагреваются вихре¬
выми токами. Для предотвращения недопустимого на-
89

грева колпаков и фланцев применяют цветные метал¬
лы — медь, латунь или алюминий вместо стали и чугу¬
на. Для ограничения нагрева крышки в ней делают об¬
щее отверстие для двух вводов, соединенных с началом
и концом обмотки одной фазы, или общее отверстие для
трех вводов, соединенных с обмотками трех фаз. Это
отверстие закрывают латунной обоймой, имеющей отвер¬
стие для вводов и приливы для их армирования в виде
фланцев. Для съемных вводов часто применяют алюми¬
ниевые плиты с отверстиями для вводов без приливов,
так как их не нужно армировать. Магнитные потоки,
замыкающиеся вокруг каждого ввода, пересекая на
Рис. 41. Установка вводов на токи более 1000 Л.
/ — крышка трансформатора; 2 — вырез в крышке фасонный; 3 — плита сталь¬
ная; 4 — прорезь, заваренная немагнитной сталью; 5 — фланец на стальной
плите; 6 — кулачок; 7 — фланец крепления ввода (немагнитный); 8 — болт
немагнитный; 9 — шайба немагнитная; 10 — ввод; // — пробка.
90

части своего пути отверстие в крышке, проходят не по
■стали. Это резко снижает магнитную индукцию в крыш¬
ке и ее нагрев вихревыми токами.
* При больших расстояниях между вводами, например
в трансформаторах IV габарита и выше, обойма полу¬
чается тяжелой и громоздкой, а ее отливка сильно за-
4 труднена. В этом случае в крышке 1 делают фасонный
вырез 2, общий для двух или трех вводов (рис. 41).
Затем к крышке приваривают стальную плиту 3 с от¬
верстиями для каждого ввода и с прорезями, соединяю¬
щими эти отверстия. Прорези 4 заваривают немагнитной
■сталью (применяют электроды из нержавеющей стали).
На плиту устанавливают фланцы 5, отдельные для каж¬
дого ввода.
Предельный ток, при котором допустимо применение
стальных и чугунных деталей и отдельных для каждого
ввода отверстий, неодинаков для вводов разных клас¬
сов напряжения. Чем больше класс напряжения, тем
больше диаметры отверстий в колпаках, крышках и
фланцах и тем меньше напряженность магнитного поля
в металле этих деталей при данном токе. Поэтому чем
выше класс напряжения ввода, тем выше граница (по
току) применения чугунных колпаков, фланцев и пр.
28. АРМИРОВАННЫЕ ВВОДЫ КЛАССОВ НАПРЯЖЕНИЯ ДО 35 кВ
ВКЛЮЧИТЕЛЬНО
Вводы на напряжения до 35 кВ включительно
(рис. 42) представляют собой фарфоровый изолятор 1
цилиндрической формы, внутри которого проходит мед¬
ный токоведущий стержень 2 с резьбой на концах (шпиль¬
ка) . При классе напряжения 35 кВ изолятор заполнен
маслом — общим с трансформатором. Это так называе¬
мая маслоподпорная конструкция ввода. При классах
напряжения ниже 35 кВ внутренняя полость изолятора
заполнена воздухом. Шпилька ввода 35 кВ изолирована
бумажно-бакелитовой трубкой с толщиной стенки 6—
'	8 мм. На верхнем торце изолятора армирован металли¬
ческий колпак 3. Между колпаком и торцом изолятора
установлена резиновая шайба. Промежуток между ци¬
линдрической частью колпака и фарфором заполнен
’• магнезиальным цементом 5. Токоведущий стержень про¬
ходит в отверстие колпака и спаян с ним. На нижнем
торце изолятора установлены шайбы: изоляционная 6
из гетинакса или электрокартона и металлическая 7.
91

Рис. 42. Армированный ввод на 10 кВ.
1 — фарфоровый изолятор; 2 — токоведущая им илька
(стержень); 3 — колпак металлический; 4. 9 — шай¬
бы резиновые; 5'—магнезиальный цемент; 6 — шай¬
ба гетннаксовая (или электрокартоиная); 7 — шайба
металлическая (латунная); 8 — гайка латунная; 10 —
металлический литой фланец.
Они закреплены гайкой, навинченной
на шпильку. В средней части фарфо¬
рового изолятора имеется прилив, ко¬
торым изолятор опирается через рези¬
новую шайбу 9 на торец металличе-
- ского литого фланца 10.
Наружная поверхность изолятора
на уровне фланца делается рифленой,
неглазурованной. Промежуток между
изолятором и внутренней поверхностью
фланца заполняется магнезиальным
цементом. Рифленая поверхность изо¬
лятора улучшает соединение фарфора с цементом. Если
ввод необходимо установить наклонно, применяют на¬
клонный фланец. Фланец закрепляют на крышке транс¬
форматора гайками на шпильках, приваренных к крыш¬
ке, или болтами, если фланец ввода закрепляется на
специальном фланце или обойме, приваренным к крыш¬
ке. Фланцы имеют резьбу под болты.
Вводы на класс напряжения 35 кВ заполняют мас¬
лом из бака трансформатора. Масло входит во внутрен¬
нюю полость изолятора через вырез в изоляционной
шайбе на нижнем торце изолятора. Верхний колпак
имеет отверстие, закрытое пробкой, которую открывают
для выхода воздуха из изолятора при заполнении ввода
маслом. Как только масло покажется в отверстии кол¬
пака, пробку закрывают. В процессе работы трансфор¬
матора ввод остается заполненным маслом независимо
от колебаний уровня масла в расширителе трансфор¬
матора.
Контактное присоединение к вводам как наружной
шины, так и отвода обмотки является болтовым. Для
контактных частей ввода в масле допускают превыше¬
ние температуры над температурой масла, равное 15°С.
При превышении температуры масла в верхних слоях
над температурой окружающего воздуха, равном 55—
60°С, превышение тмепературы нижних контактных ча¬
стей составляет 70—75°С, а допустимое превышение
92

температуры наружных контактных частей над темпе¬
ратурой окружающего воздуха принимают равным 60°С,
, Определение допустимых токов вводов с учетом того,
что допустимые превышения температуры контактов не
будут превзойдены, было сделано опытным путем, так
как рассчитать это практически невозможно. Была по-
* лучена следующая шкала номинальных токов и диамет¬
ров токоведущих шпилек:
Ток, А	 275 400 600 800 1200	1400	2000
Диаметр резьбы
шпильки . .	. М12 М16 М20 М24 М30 2МЗЗХ1,5 2М42Х2
При токе более 600 А верхняя часть токоведущей
шпильки расплющена в плоскую лопатку, к которой
внешняя шина прикрепляется стальными оцинкованны¬
ми болтами: при токе до 800 А — двумя, при токе более
800 А — четырьмя.
В эксплуатации иногда возникает необходимость за¬
менить поврежденный фарфоровый изолятор. Конструк¬
ция армированных вводов такова, что в этом случае при¬
ходится заменять весь ввод, так как изолятор скреплен
цементом с колпаком и с фланцем, а токоведущая
шпилька припаяна к колпаку. Замена ввода в трансфор¬
маторах I—III габаритов с расширителем требует
подъема активной части. Замена вводов в трансформа¬
торах IV габарита и выше производится при частичном,
сливе масла из бака трансформатора. В этом случае
отсоединяют токоведущую шпильку от отвода обмотки
и присоединяют к отводу шпильку нового ввода через
специально предназначенные для этой цели люки на
крышке трансформатора. Перед заменой ввода пере¬
крывают кран в маслопроводе расширителя.
Замена армированных вводов в эксплуатации пред¬
ставляет значительные трудности. В настоящее время все
более широкое применение находят съемные вводы. При
этой конструкции можно заменить поврежденный изоля-
t тор без подъема активной части и без использования
люка на крышке трансформатора.
?	29. СЪЕМНЫЕ ВВОДЫ
Для классов напряжения до 35 кВ включительно ши¬
роко применяют съемные вводы на трансформаторах как
внутренней, так и наружной установки.
93

В трансформаторах мощностью 25 кВ -А и более кон¬
струкция вводов должна допускать демонтаж и смену
ввода (или его наружного изолятора) без съема крыш¬
ки и выемки активной части трансформатора из бака
(ГОСТ 11677-75).
Основным достоинством съемных вводов является
возможность замены в эксплуатации поврежденного
фарфорового изолятора без подъема активной части
трансформатора. Поэтому их применение в трансформа¬
торах с напряжением обмоток ВН до' 35 кВ івключитель-
Рис. 43. Установка съемного ввода.
1 фарфоровый изолятор; 2, 9, 15— шайбы резиновые; 3— стальной фланец;
? 5Рышка „трансформатора; 5 — болт стальной; 6 — кулачок алюминиевый;
' фасонный фланец; 8—шайба стальная; 10 — токоведущий стержень; 11—
колпак; 12 фасонная шайба; 13 ~ гайка: 14 — пробка; 16 —• кабель токове-
дущнн.
но позволяет отказаться от механической связи активной
части трансформатора с. крышкой. Токоведущий стер¬
жень съемного ввода пе припаян к металлическому кол¬
паку, а колпак не сцементирован с фарфоровым изолято¬
ром. Вводы не имеют чугунных или латунных фланцев
и обойм.
Съемный ввод представляет собой (рис. 43) фарфо¬
ровый изолятор 1, установленный через резиновую про¬
кладку 2 на стальной фланец 3, приваренный к крыш-
94

ке 4. Закреплен изолятор болтами 5, кулачками 6 и
фасонным фланцем 7. В верхней части фарфорового изо¬
лятора через резиновую шайбу 9 устанавливается токо¬
ведущий стержень 10. Он скрепляется с колпаком 11
через фасонную шайбу Г2 при помощи гайки 13. Так
как данный ввод является маслоподпорным, необходи¬
мо, чтобы масло поступало в его внутреннюю полость.
Для этого в колпаке установлена пробка 14. Маслоплот¬
ность ввода достигается установкой между колпаком и
верхней частью изолятора, а также между токоведущим
стержнем и колпаком специальных фасонных резиновых
шайб 15.
Для того чтобы соединить ввод е отводами трансфор¬
матора для вводов на токи до 630 А включительно
в стержень ввода впаивается кабель 16 марки ПБОТ.
При повреждении изолятора верхнее болтовое креп¬
ление на токоведущем стержне развинчивают и снимают
изолятор, а стержень остается соединенным с отводом
обмотки. Сверху на него устанавливают новый изолятор,
и верхние гайки завинчивают. Для удержания стержня
на весу в его верхнем конце имеется отверстие, в кото¬
рое (Пропускают проволоку.
Серия съемных вводов разработана для напряжений
0,5; 1; 3; 10; 20 и 35 кВ. В табл. 12 крестиком отмечены
вводы, разработанные для соответствующих номиналь¬
ных напряжений и токов, а также указаны диаметры
резьбы токоведущего стержня.
Вводы на напряжения 0,5 и 1 кВ—составные
(рис. 44) ; на 1 кВ состоят из двух, а на 0,5 кВ — из трех
фарфоровых изоляторов 1—3, которые через уплотняю¬
щие прокладки 4 стягиваются гайкой при помощи токо¬
ведущего стержня 7 (шпильки) с закрепленной на нем
95

втулкой 11. Верхний изолятор 'входит в отверстие внутрь
бака, это предотвращает повреждение нижнего изоля¬
тора в случае удара по верхнему. Поврежденный верх¬
ний изолятор легко заменяется. Навернутая на нижнюю
часть стержня и припаянная к нему латунная фасонная
втулка входит ів отверстие нижнего изолятора. Благо¬
даря этому стержень не провертывается при завинчива-
Рис. 44. Съемные вводы на напряжение 0,5 кВ (а) и 1 кВ (б).
J — изоляторы; 4 — уплотняющие резиновые шайбы; 5 — фасонная резино-
ъая шайба; 6 — колпак фарфоровый (а) и металлический (б) для ввоца; 7 —
токоведущий стержень (шпилька); 8~ гайка; 9 — шайба; 10 — крышка' транс¬
форматора; 11 — припаянная к стержню втулка.
нии гаек в верхней части ввода. Для того чтобы нижний
изолятор не провертывался при установке ввода на
крышке трансформатора, он имеет на части, непосред¬
ственно соприкасающейся с крышкой, лыски. С нижней
стороны крышки трансформатора привариваются фикса¬
торы, между которыми устанавливаются изоляторы.
Фиксаторы не позволяют изолятору провертываться.
Вводы на .классы напряжения 10 и 20 кВ на ток
630 А и на класс напряжения 35 кВ на токи до 630 А
изготовляются в двух исполнениях — А и Б (рис. 45).
В исполнении А (рис. 45,о) токоведущим элементом слу¬
жит провод, являющийся отводом обмотки трансформа¬
тора. Конец провода вставляется в отверстие контакт¬
ного наконечника и запаивается в нем. В исполнении Б
токоведущим элементом служит медный стержень
(шпилька). Вводы исполнения А, а также вводы на на¬
пряжения 0,5 и 1 кВ могут устанавливаться вертикаль¬
но, наклонно и горизонтально (т. е. на крышке и на
S6

стенке бака трансформатора) ; вводы исполнения Б,
а также ©воды на классы напряжения 10; 20 и 35 кВ
на токи более 630 А должны устанавливаться вертикаль¬
но. Однако их можно устанавливать и на стенке бака
при условии применения дополнительных устройств,
удерживающих тяжелую медную шпильку горизонталь¬
но и предотвращающих ее соприкосновение с фарфором.
Рис. 45. Съемные вводы на напряжение свыше 1 кВ и токи до 630 А
(а) и более 1000 А (б).
I—изолятор; 2 — шпилька токоведущая (для ввода б), провод токоведущий
(для ввода а); 3 — съемный контактный зажим (для ввода б), контактная
шпилька (для ввода а).
Вводы на классы напряжения 10; 20 и 35 кВ имеют
один фарфоровый изолятор, открытый снизу. Токове¬
дущий стержень вводов на токи более 630 А и исполне¬
ния Б состоит из контактного наконечника и ввернутой
в него токоведущей шпильки. При транспортировании
стержень, связанный с отводом, может быть вывернут
из наконечника и закреплен на активной части транс-
? форматора. При этом ввод остается собранным. Нако¬
нечник имеет два прилива, которые входят в специаль¬
ные углубления в верхней части изолятора, это предо¬
храняет наконечник от проворачивания при завпнчива-
4 нии гаек. На стержни вводов на классы напряжения 20
и 35 кВ надевается бумажно-бакелитовая трубка для
усиления изоляции токоведущей шпильки от заземлен¬
ных частей трансформатора (крышки).
7—556	97

Вводы 10; 20 іи 35 кВ на токи 1000—5000 А являются
маслоподпорными, т. е. их внутренние полости после
установки заполняются маслом из 'бака трансформато¬
ра. Колпаки вводов снабжены пробкой для выхода воз¬
духа из внутренней полости ввода при заполнении ее
маслом. Пробка должна быть открыта до тех пор, пока
в отверстии не покажется масло.
Вводы 10; 20 и 35 кВ выполняются в двух вариантах:
нормальном и усиленном (ГОСТ 9920-75). Последние
-предназначены для установки на трансформаторах, ра¬
ботающих при повышенном загрязнении атмосферы.
Установочные размеры нормальных и усиленных вводов
на каждый из токов, а также отверстия в крышках под
эти вводы делаются одинаковыми. Кроме того, проведе¬
на полная нормализация всех деталей нормальных и
усиленных вводов на каждый из токов. Усиленные изо¬
ляторы вводов имеют большую высоту, чем нормальные.
Например, нормальный изолятор для ввода 35 кВ имеет
высоту 480 мм и три ребра, а усиленный имеет высоту
610 мм и шесть ребер.
Расстояния между металлическими частями ввода по
поверхности фарфора, находящимися под разными по¬
тенциалами, т. е. длина пути утечки, приведены
в табл. 10.
Съемные вводы 10; 20 и 35 кВ крепятся к крышке
трансформатора нажимными кулачками из алюминиево¬
го сплава или латуни и стальными шпильками или бол¬
тами. Кулачки опираются на специальный бортик изо¬
лятора. В нужном положении они удерживаются штам¬
пованным фланцем с выступами по числу кулачков.
Фланцы для вводов на токи до 630 А делают стальными,
а на токи 1000 А и более — латунными. Вводы на токи
250 А крепятся четырьмя, на 400; 630 и 1000 А — шестью,
на 1600 3200 А — восемью 'кулачками. Гайки внизу и
вверху служат для подсоединения отвода обмотки
к электрической сети.
Съемные вводы на токи 1000 А и более (рис. 45,6)
имеют медные съемные контактные зажимы (башмаки),
навернутые на стержень и стянутые двумя болтами’
В несъемных вводах верхний конец токоведущего стерж¬
ня расплющивается в лопатку. Такую конструкцию
в съемных вводах применить нельзя, так как лопатка
не позволила бы заменять изолятор. Контактные зажи¬
мы имеют два (1000 А), четыре (1600—2000 А) и шесты
98

(3200 А) болтов для подсоединения токоведущих шин.
Для ввода на ток 5000 А применяется двойной контакт¬
ный зажим (ГОСТ 10494-74), т. е. зажим, который имеет
две контактные пластины для присоединения к электри¬
ческой сети.
Для того чтобы влага не попадала внутрь ввода, на
токоведущий стержень надевают резиновое кольцо, по¬
перечное сечение которого имеет форму полукруга. Сни¬
зу оно входит в 'выточку изолятора, сверху — в выточку
колпака. Колпаком ввода 0,5 кВ служит фарфоровая
шайба; колпаки других вводов изготовляются из алю¬
миния.
Вводы на токи до 630 А включительно устанавли¬
ваются непосредственно на крышках или стенках бака
трансформатора. Вводы на токи 1000 А и более уста¬
навливаются на плитах из маломагнитной стали, при¬
варенных к крышке бака, или на алюминиевых плитах,
закрепленных на баке болтами. При демонтаже съем¬
ных вводов на время транспортирования трансформато¬
ра отверстия в крышке заглушают транспортировочны¬
ми заглушками.
Съемные вводы на напряжение 20 кВ и токи 1000 А
и более, а также вводы 35 кВ предназначены для уста¬
новки как со встроенными трансформаторами тока
(ТТ), так и без них. При наличии ТТ нижняя часть то¬
коведущего элемента делается удлиненной.
Превышение температуры контакта над температурой
окружающего воздуха при болтовом соединении токо¬
ведущих зажимов съемных вводов не должно быть бо¬
лее, °C:
Для контакта в масле 	 70
То же в воздухе	 65
Таблица 13
Номинальные параметры вводов
Максимальные длительно допустимые рабочие
токи, А, в зависимости от температуры верхних
слоев масла в баке трансформатора
Напряжение,
кВ
Ток, А
75°С
80°С
95 °C
10; 20; 35
10; 20; 35
10; 20; 35
20
1600
2000
3200
5000
1600
2000
2500
3350
1600
2000
2400
3200
1600
2000
2150
2900
7
99

Таблица 14
Номиналь¬
ное напря¬
жение, кВ
Номиналь¬
ный ток,
А
Номер чертежа по
ГОСТ 16702-71
Масса изо
лятора, кг
Масса вво
да (ком¬
плект), кг
Разрушаю
щая на¬
грузка на
изгиб, Н
0,5
100
ПНТ-0,5/100
о,1
0,22
—
1,0
250
ПНТ-1/200
0,4
0,807
400
ПНТ-1/400
0,7
1,523
.—
630
ПНТ-1/630
0,7
1,87
-—
1000
ПНТ-1/1000
1,2
4,45


1600
ПНТ-1/1600
1,0
9,45
_

2000
ПНТ-1/2000
1,6
12,7
3200
ПНТ-1/3200
2,6
16,5
—
3,0
5000
ПНТ-3/5000
7,9
38,7
24 500
10
250
ПНТ-10/250
2,20
2,27
3920
400
ПНТ-10/400
3,5
3,59
6860
630
ПНТ-10/630
3,5
3,68
6860
1000
ПНТ-10/1000
5,5
10,8
9800
1600
ПНТ-10/1600
7,0
19,1
12 250
2000
ПНТ-10/2000
7,0
24,5
12 250
3200
ПНТ-10/3200
7,0
27,0
12 250
20
250
ПНТ-20/250
6,0
6,1
4920
400
ПНТ-20/400
6,3
6,4
5880
630
ПНТ-20/630
6,3
6,5
5880
1000
ПНТ-20/1000
8,5
15,1
7350
1600
ПНТ-20/1600
10,0
20,8
9800
2000
ПНТ-20/2000
10,0
28,1
9800
3200
ПНТ-20/3200
10,0
29,5
9800
5000
ПНТ-20/5000
16,0
52,7
19 600
35
400
ПНТ-35/400
ПНТУ-35/400*
16,2
17,6
16,5
18,1
4900
3430
630
ПНТ-35/630
ПНТУ-35/630*
16,0
17,4
17,0
18,4
4900
3430
1000
ПНТ-35/1000
ПНТУ-35/1000*
15,9
17,2
19,6
25,7
4900
3430
1600
ПНТ-35/1600
ПНТУ-35/1600*
17,0
24,0
28,5
36,0
7350
5390
2000
ПНТ-35/2000
ПНТУ-35/2000*
17,0
24,0
36,5
44,7
7350
5390
3200
ПНТ-35/3200
ПНТУ-35/3200*
17,0
24,0
41,2
46,1
7350
5390
(rOCpggsVzl)4 а Ы И е' Зьездочкой отмечены изоляторы усиленного
100
исполнения

Максимальные длительно допустимые .рабочие токи
вводов при их работе в закрытых невентилируемых ши-
* нопроводах указаны ів табл. 13.
Данные табл. 13 справедливы для следующих усло¬
вий: а) при числе вводов 'более трех (вводы на ток
,	5000 А — независимо от их количества) они должны
быть установлены на плите из маломагнитной стали;
б) вводы на токи 1600, 2000 и 3200 А при числе не бо¬
лее трех допускают установку на стальной плите со
вставками из маломагнитной стали шириной не менее
60 мм; в) присоединение вводов к отводам обмоток
трансформатора и шинопроводам должно выполняться
медными гибкими связями. В случае присоединения гиб¬
ких связей к контактным пластинам должен применяться
стальной .крепеж.
В табл. 14 приведены номера чертежей изоляторов
■съемных вводов и показан порядок применения изолято¬
ров для соответствующих классов напряжений и токов.
30.	ВВОДЫ НА ВЫСОКИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
Для трансформаторов на классы напряжения 110;
150; 220; 330; 500 и 750 кВ и номинальные токи 630—
3200 А применяются высоковольтные вводы с бумажно¬
масляной внутренней изоляцией и, кроме того, для клас¬
сов напряжения 110 и 220 кВ и токи до 12000 А — с твер¬
дой изоляцией. Существует старая конструкция вводов
с маслобарьерной внутренней изоляцией, которая сейчас
практически не применяется. Эта изоляция состоит из
промежутка между токоведущей трубой и внутренней
поверхностью фарфорового изолятора, заполненного
трансформаторным маслом и разделенного на слои бу¬
мажно-бакелитовыми цилиндрами. Вводы с такой вну¬
тренней изоляцией имеют относительно большие разме¬
ры и массу.
Бумажно-масляная внутренняя изоляция состоит из
♦ пропитанной трансформаторным маслом кабельной бу¬
маги марки К-120 или КВ-120 толщиной 120 мкм, раз¬
деленной на слои обкладками из проводящего или полу¬
проводящего материала. Вводы с такой внутренней изо-
I ляцией имеют значительно меньшие размеры и массу
по сравнению с вводами с маслобарьерной изоляцией.
Бумага для изоляции выбирается с учетом минимально¬
го содержания в ней золы, так как в противном случае
диэлектрические потери бумаги с повышением темпера-
101

туры увеличиваются. Для улучшения диэлектрических
характеристик изоляционного масла и повышения его
стабильности из него должны быть удалены ароматиче¬
ские углеводороды и смолистые вещества. Наличие жид¬
кого изоляционного масла позволяет почти полностью
удалить пузырьки газа из изоляции. Циркуляция масла
во вводе улучшает условия охлаждения изоляции. Бу¬
мажно-масляную изоляцию для получения необходимых
характеристик сушат при высоком вакууме; ее пропит¬
ку также производят при высоком вакууме.
Вводы с твердой изоляцией, так же как и с бумаж¬
но-масляной, имеют меньшие размеры и массу по срав¬
нению с вводами с маслобарьерной изоляцией. Изоля¬
ция вводов выполняется из пропитанной синтетическими
смолами бумаги толщиной 50 мкм и фенольно-эпоксид-
ного лака. Такие вводы изготовляют обычно с укорочен¬
ной нижней частью (без нижней фарфоровой покрыш¬
ки), находящейся в баке трансформатора.
При высоких напряжениях, когда имеют большое
значение тепловые потери ввода, пропитанная маслом
бумага во вводах с бумажно-масляной изоляцией имеет
перед бумагой, пропитанной синтетической смолой во
вводах с твердой изоляцией, преимущества (меньшая
диэлектрическая проницаемость іи меньшие потери в ди¬
электрике, особенно при высоких температурах). По¬
этому диэлектрические потери ввода с бумажно-масля¬
ной изоляцией примерно в 3 раза меньше, чем у ввода
с твердой изоляцией таких же размеров, и нецелесооб¬
разно на напряжения выше 220 кВ применять вводы
ç твердой изоляцией. На напряжении 110—220 кВ при¬
менение вводов с твердой изоляцией желательно' бла¬
годаря их высокой механической прочности и простоте
конструкции.
Таким образом, теперь в СССР наибольшее распро¬
странение имеют вводы с бумажно-масляной изоляцией.
Способ намотки узкой бумажной ленты тю винтовой ли¬
нии вполнахлеста позволил изготовлять вводы любых
размеров на все применяемые в стране напряжения.
Вводы на высокие напряжения представляют собой
самостоятельное изделие. Они предназначены для ра¬
боты при температуре окружающего воздуха от —45 до
+40°С и высоте установки над уровнем моря не более
1000 м для вводов на напряжения ПО—330 кВ и не бо¬
лее 500 м для вводов на напряжения 500 кВ и выше.
102

Рис. 46. Негерметичиый ввод ВН конденсатор¬
ного типа.
/ — центральный токоведущий стержень (труба); 2 —
изоляционный остов; 3 — верхняя фарфоровая по¬
крышка; 4 — то же нижняя; 5 — стальная соедини¬
тельная втулка; 6 — вывод для измерения; 7 — рас¬
ширитель; 8 — маслоуказатель; 9 — контактный на¬
конечник; 10 — нижний экран; // — рым-болт для
подъема ввода.
Вводы изготовляются как нормально¬
го исполнения (категория А по ГОСТ
9920-75), так и усиленного (категория
Б) для эксплуатации в районах с по¬
вышенной загрязненностью атмосфе¬
ры. Вводы можно устанавливать на
трансформаторах вертикально, под
углом 15; 30 или 45° к вертикали и
15° к горизонтали.
Трансформаторное масло, приме¬
няемое во вводах, должно быть стаби¬
лизированным. Его пробивное напря¬
жение должно быть не ниже 40 кВ для
вводов на напряжения ПО—220 кВ и
50 кВ для вводов на напряжения
330-^500 кВ.
Вводы изготовляются в двух испол¬
нениях: негерметичном (старые кон¬
струкции), в котором масло имеет
ограниченное сообщение с воздухом, и герметичном,
в котором масло полностью изолировано от воздуха.
В небольшом количестве выпускается новая конструк¬
ция вводов на напряжения до 150 кВ включительно,
имеющая общую масляную систему с трансформато¬
ром (маслоподпорные вводы). Эти вводы выполняются
с маслобарьерной изоляцией без нижних фарфоровых
покрышек.
а)	Негерметичные вводы. Маслонаполненный ввод
негерметичного исполнения (рис. 46) состоит из следую¬
щих основных частей: центрального стержня 1 с токо-
ведущим элементом, .изоляционного остова 2, верхней 3
и нижней 4 фарфоровых покрышек, соединительной
втулки 5, выводов для измерения tgô 6, расширителя 7,
маслоуказателя 8, контактных наконечников 9 и нижне¬
го экрана 10. У вводов на напряжение 500 кВ имеется
еще верхний экран.
103

Центральный стержень (труба) служит для соеди¬
нения деталей ввода. У вводов некоторых типов медная
труба служит токоведущим элементом. У вводов для си¬
ловых трансформаторов труба, как правило, изготовля¬
ется из латуни и не служит токоведущим элементом.
В качестве токоведущего элемента попользуется протяги¬
ваемый через трубу медный провод ПБОТ (ГОСТ
10787-68). На трубе крепится изоляционный остов. На
трубу или бумажно-бакелитовый цилиндр наматывает¬
ся изоляционная бумага, пропитанная трансформатор¬
ным маслом. Для выравнивания электрического поля
ввода в осевом и радиальном направлениях изоляцион¬
ный остов разделен на слои уравнительными обкладка¬
ми из алюминиевой фольги. Таким образом, изоляцион¬
ный остов представляет собой сердечник конденсаторно¬
го типа с большим числом последовательно включенных
конденсаторов с малой толщиной изоляционного слоя
(минимально 1 мм).
Вводы выполняются с измерительным конденсатором,
предназначенным для подключения приспособления для
измерения напряжения (ПИН), и без него. В последнем
случае подключение ПИН не предусматривается. Во вво¬
дах без измерительного конденсатора к последней (за¬
земляемой) обкладке изоляционного остова припаивает¬
ся проводник, который через изолированный вывод
выводится на внешнюю сторону соединительной втулки.
Он служит для измерения tg б ввода, являющегося важ¬
ным показателем состояния его внутренней изоляции.
Изоляционный остов с измерительным конденсатором
имеет два проводника: один от измерительной (пред¬
последней) обкладки и второй от заземляемой. Провод¬
ник от заземляемой обкладки наглухо заземляется вну¬
три ввода, а проводник от измерительной обкладки че¬
рез изолированный вывод выводится на внешнюю
сторону соединительной втулки. Измерительный вывод
у вводов без измерительного конденсатора должен быть
в рабочем положении надежно заземлен. При определе¬
нии tg 6 этот вывод присоединяют к измерительному
мосту. У вводов с измерительным конденсатором вывод
заземляют или подключают к нему ПИН. Для измере¬
ния напряжения принимается, что напряжение между
измерительной обкладкой и заземленной соединительной
втулкой составляет 'соответствующую долю напряжения
ввода относительно земли исходя из соотношения емкос¬
104

тей: токоведущий элемент — измерительная обкладка и
измерительная обкладка — заземленная соединительная
втулка. Прибор для измерения напряжения (ПИН),
подсоединяемый к выводу на соединительной втулке,
состоит из реактора и понижающего трансформатора,,
ко вторичной обмотке которого подключен вольтметр.
Изолятор для подключения ПИН может быть исполь¬
зован и для измерения tgô внутренней изоляции ввода.
Покрышки вводов являются его внешней изоляцией.
Изоляционные покрышки изготовляются из высокока¬
чественного высоковольтного фарфора (ГОСТ 5862-68).
Верхние покрышки имеют развитую поверхность благо¬
даря наличию ребер (крыльев). Для увеличения длины
Таблица 15
Размеры покрышки, мм
Перепад тем¬
пературы, °C
Наибольшая высота
Наибольший диа¬
метр
Наибольший диаметр
окружности, вписан¬
ный в тело покрышки
До 1000
До 400
До 45
80
Выше 1000—1250
400 до 570
45 до 55
70
1250—1500
570—750
55—60
60
1500—1750
750—870
60—65
50
1750—2000
870—1000
65—70
45
Выше 2000
Выше 1000
Выше 70
40
пути утечки вводов, предназначенных для установки на
трансформаторах, работающих в районах с загрязнен¬
ной атмосферой, верхние покрышки делают увеличенной
высоты и с развитым профилем ребра. Нижние покрыш¬
ки вводов короче верхних, так как помещаются в баке
трансформатора. Они не имеют развитий поверхности,
поскольку находятся в чистом трансформаторном масле.
Покрышки могут быть цельными и составными при
значительных размерах вводов. Составные покрышки
изготовляются из отдельных частей и склеиваются меж-
f ду собой. Внутренняя и наружная поверхности покры¬
шек покрываются слоем белой или коричневой глазурш
Покрышки должны быть стойкими к тепловым ударам
и выдерживать при испытании без механических по-
» вреждений трехкратный цикл резких изменений темпе¬
ратуры, указанный в табл. 15.
Для классов напряжения 110—500 кВ выдерживав-
мые напряжения воздушной изоляции 'вводов ооответст-
вуют напряженности: при частоте 50 Гц в сухом состоя-
105

Рис. 47. Стяжное устройство ввода
ВН.
/ — труба (токоведущий стержень) ; 2 —
верхний опорный фланец; 3 — верхняя
фарфоровая покрышка; 4 — пружина; 5 —
опорная пластина; 6 — нажимная гайка;
7 — колпак расширителя; 8 — уплотнение
резиновое (шайбы).
нии — от 3 до 4 кВ/см, при
дожде — от 2,2 до 2,6 кВ/см,
при полном импульсе — от 5,4
до 6,8 кВ/см.
Соединительная втулка
служит для соединения верх¬
ней и нижней частей ввода, а также для установки вво¬
да на трансформаторе. Она изготовляется из черных или
цветных металлов в зависимости от тока, на .который
рассчитан ввод. Уплотнениями между соединительной
втулкой и покрышками служат резиновые кольцевые
прокладки. Осевая стяжка осуществляется гайками на
трубе при помощи пружин (рис. 47), компенсирующих
температурные изменения размеров трубы и стягивае¬
мых на ней деталей и осуществляющих постоянное дав¬
ление на прокладки. Вводы должны выдерживать дав¬
ление 1,5-ІО5 Па трансформаторного масла в течение
30 мин при температуре окружающего воздуха не ни¬
же -Ы0°С.
Несколько ниже верхнего торца соединительной втул¬
ки расположен опорный фланец, при помощи которого
осуществляется установка и крепление ввода на транс¬
форматоре. Фланец имеет отверстия под болты, крепя¬
щие ввод. Число, диаметр и расположение отверстий
зависят от многих факторов и, в частности, от высоты,
диаметра, массы ввода и особенностей его установки на
трансформаторе. На опорном фланце располагаются
также рым-болты или грузовые косынки для подъема
и установки ввода при помощи крана, отверстие для вы¬
пуска воздуха из трансформатора, патрубок для при¬
соединения газоотводных труб. Над опорным фланцем
расположены устройство для отбора пробы масла из
ввода, вывод для измерения tgô или для подключения
ПИН, гнездо для подключения заземляющего провод¬
ника у ввода с ПИН. На соединительных втулках вво¬
дов, предназначенных для горизонтальной установки на
трансформаторе, предусматривается пробка для присо¬
единения маслопровода выносного' расширителя.
1106

Рис. 48. Гидравлический затвор вво¬
да ВН.
1—'Корпус расширителя; 2 —пробка для
дыхания; 3 — перегородки между камера¬
ми; 4 — трансформаторное масло; 5 — тру¬
ба (токоведущий стержень); б —верхний
опорный фланец; 7 — верхняя фарфоровая
покрышка; 8 — уплотнение резиновое (шай¬
бы); 9 — пробка для слива осадков и
грязи.
Своим опорным фланцем
ввод обычно устанавливается
на промежуточный цилиндри¬
ческий фланец, для того чтобы
нижняя часть ввода не опуска¬
лась глубоко внутрь бака. При
использовании встроенных ТТ
вводы устанавливаются на
адаптеры, в которых Помеща¬
ются ТТ. Для наклонной уста¬
новки ввода цилиндрическому опорному фланцу или
адаптеру придается соответствующая форма.
Расширитель ввода предназначен для компенсации
температурных изменений объема масла во вводе. Воз¬
душное пространство внутри ввода имеет сообщение
с окружающей атмосферой. Для защиты масла от
увлажнения и окисления расширитель имеет гидравли¬
ческий затвор или силикагелевый воздухоосушитель.
Гидравлический затвор представляет собой два сооб¬
щающихся сосуда (рис. 48), один из которых сообщает¬
ся с окружающей атмосферой, а другой — с полостью
расширителя. Запирающей жидкостью служит транс¬
форматорное масло.
На расширителе имеется несколько отверстий: для
«дыхания» ввода, для выхода воздуха при доливке мас¬
ла в расширитель и для слива масла из затвора. Два
последних отверстия закрыты пробками. Маслоуказа¬
тель предназначен для наблюдения за уровнем масла
в расширителе ввода. Верхний конец токоведущего про¬
вода впаян в латунный контактный наконечник, кото¬
рый закрепляется в верхней арматуре ввода.
Соединение провода, припаянного к отводу обмот¬
ки, с наконечником производят следующим образом.
Провод вытягивают через люк, предназначенный для
установки ввода на крышке трансформатора. Ввод под¬
нимают краном так, чтобы он находился над люком.
107

Контактный .зажим снимают, открывая тем самым верх¬
ний конец центральной трубы. Через трубу сверху вниз
опускают ленту или веревку с грузом. Другой конец
веревки пропускают через блок на подъемном кране.
Веревку привязывают к контактному наконечнику, в ко¬
торый впаян провод. Ввод постепенно опускают и одно-
гкнт9' Герметичный ввод на напряжение 220 кВ и ток 400 А типа
1 DM1
~0-45- -220/400-У1.
л	? подсоединительная лопатка ввода; 3 — вывод измерительный;
кІЛ подсоединения газоотводных труб; 5 — расширитель (бак дав-
ления), о ушки для подъема ввода; 7—манометр.
108

временно тянут веревку, поднимая наконечник и провод
вверх по трубе. К моменту установки ввода на предна¬
значенное для него место наконечник достигает верхнего
края трубы. Его закрепляют, навинчивая контактный за¬
жим. Контактный зажим в большинстве случаев пред¬
ставляет собой гладкую плоскую поверхность, к которой
болтами присоединяются шины распределительного
устройства. Центральная труба, расширитель и связан¬
ные с ним металлические детали имеют контакт с нако¬
нечником и верхней арматурой и находятся под полным
потенциалом.
Для выравнивания электрического поля в нижней
части ввода его токоведущие части закрывают тонко¬
стенным алюминиевым экраном. У вводов класса напря¬
жения 220 кВ и выше экран имеет изоляционное покры¬
тие. Наверху вводов 500 кВ и выше устанавливается
экран в виде клетки из тонких стальных прутьев (коро-
нирующее устройство). Экран закрывает расширитель
и связанные с ним металлические детали и препятству¬
ет возникновению на них разрядов. В нижней части ввод
имеет отверстие, закрытое пробкой, для полного слива
масла при его замене.
б)	Герметичные вводы. Гидравлический затвор пол¬
ностью не предохраняет масло от окисления, а лишь за¬
медляет процесс его старения. Средством, практически
исключающим старение масла, явля¬
ется полная герметизация ввода. Гер¬
метичные вводы (рис. 49) имеют
в основном те же узлы, что и вводы
негерметичного исполнения. В герме¬
тичных вводах полностью исключается
соприкосновение масла, заполняющего
ввод, с окружающим воздухом. Тем са¬
мым обеспечивается сохранение высо¬
ких электроизоляционных свойств мас¬
ла в течение длительного времени. Кро¬
ме того, герметичные вводы практиче¬
ски не требуют ухода в эксплуатации.
Для компенсации температурных
изменений объема масла в этих вво-
Рис. 50. Упругий элемент (сильфон) ввода.
I — обечайка; 2 — корпус; 3 — гофрированная латун¬
ная мембрана; 4 — пробка.
189

дах служат специальные компенсаторы, внутри ко¬
торых помещаются упругие элементы (сильфоны), за¬
полненные азотом (рис. 50). При увеличении объема
масла (вследствие повышения температуры) происхо- 16
дит деформация сильфонов и газ внутри них сжи¬
мается. При уменьшении давления происходит обрат¬
ный процесс. Вводы постоянно находятся под избыточ¬
ным давлением, 'изменяющимся от 1 • ІО4 Па при мини¬
мальной температуре до 2,5-ІО5—2,8-ІО5 Па при
максимальной.
Компенсатор с упругими компенсирующими элемен¬
тами располагается в специальных баках, соединенных
трубопроводом с -вводом, а в отдельных случаях (для
вводов 110—220 кВ) встраивается в верхнюю часть вво¬
да. Бак с компенсаторами устанавливается на специ¬
альном приспособлении (можно устанавливать на рас¬
ширителе трансформатора) на уровне верхней части
ввода или выше ее для того-, чтобы в случае .поврежде¬
ния сильфонов азот, находящийся внутри них, не по¬
падал внутрь ввода.
Контроль давления в системе ввод — бак с компен¬
саторами осуществляется при помощи манометра, уста¬
новленного на баке или в другом удобном месте. Если
сильфоны встроены в верхнюю часть ввода, то давление
контролируется по манометру, установленному на соеди¬
нительной втулке ввода. (Вводы с сильфонами в их
верхней части имеют некоторые преимущества перед
вводами со специальным баком: отсутствует маслопро¬
вод, соединяющий ввод с баком, упрощаются монтаж
ввода и его транспортирование.)
Присоединение отвода обмотки трансформатора осу¬
ществляется преимущественно путем протяжки провода
через полую трубу ввода с уплотнением в верхней час¬
ти. В отдельных случаях подсоединение отвода произво¬
дится в нижней части ввода.
Уплотнение деталей вводов классов напряжения
110—220 кВ осуществляется главным образом путем за¬
тяжки деталей ввода на центральной трубе с примене¬
нием пружин, компенсирующих температурные измене¬
ния длин трубы и стягиваемых на ней деталей. Во
вводах 330; 500 и 750 кВ применяется механическое
крепление фарфора к металлической арматуре устройст¬
вами кулачкового типа либо с применением колец и
вкладышей.
НО

Вводы должны выдерживать давление трансформа-
торного масла 3-105 Па в течение 30 мин при темпера¬
туре окружающаго воздуха не ниже -1- 10°С.
31.	УСТРОЙСТВО КОНТРОЛЯ изоляции вводов
КОНДЕНСАТОРНОГО ТИПА
(Принцип действия устройства контроля изоляции вводов-
(КИВ) основан на измерении суммы токов трехфазной системы,
протекающих под воздействием рабочего напряжения через изо¬
ляцию трех вводов, включенных в разные фазы.
Устройство КИВ состоит из согласующего трансформатора,
защитных разрядников и блокировочных реле типа КИВ-500Р-У4.
Основу устройства КИВ составляет блокировочное реле, которое
изготовляется как для умеренного, так и для тропического кли¬
мата. Оно работает в диапазоне температур: для умеренного кли¬
мата от —120 до -р40сС, а для тропического от —10 до -1—45°С.
Блокировочное реле КИВ нормально работает на высоте не более1
1000 м .над уровнем моря и устанавливается в пространстве вер¬
тикально, допуская отклонение от вертикали до 5°. Присоедини¬
тельные н габаритные размеры приведены на рис. 51. Масса реле
равна .20 кг. Блокировочное реле допускает как заднее, так и
переднее подсоединение проводов.
Принцип действия блокировочного реле КИВ следующий: при
пробое части изоляционной основы ввода или при увеличении актив¬
ных утечек тока во время .развития пробоя ввода в предварительно
сбалансированной сумме токов появляется составляющая промыш¬
ленной частоты, на которую реагирует устройство. Блокировочное
реле (рис. 52) имеет сигнальный, отключающий и измерительный
элементы.
Сигнальный элемент состоит из реагирующего органа реле
РТ1, действующего на указательное реле РУ1 с выдержкой вре¬
мени (реле времени РВ1). Измерительный элемент состоит из
индикатора, позволяющего определить характер изменения емко¬
стных токов. Индикатор имеет два предела измерения 50 и 1000 мА,
это соответствует току первичной цели трансформаторов ТТ2 и
ТТЗ. Переключение пределов осуществляется кнопкой. Реагирую¬
щий орган сигнального элемента и измерительный элемент блоки¬
ровочного реле включаются через быстронасыщающийся трансфор¬
матор ТТ2. Они снабжены фильтром высших гармоник (С1—С4 и
Др), что позволяет подавать на чувствительный реагирующий орган
и измерительный элемент ток первой гармоники частоты 50 Гц
с отстройкой от высших гармоник тока не менее чем в 100 раз.
Отключающий элемент состоит из реагирующего органа — реле
Р12 действующего на указательное реле РУ2 с выдержкой време¬
ни (реле времени РВ2). Он имеет фильтр высшнх гармоник (С5,
Со), который обеспечивает отстройку по третьей гармонике тока
не менее чем в 8 раз.
Сигнальный элемент подсоединен к зажимам 30 и 32. Если
® СХ“1С появляется составляющая тока промышленной частоты.
25 50 мА, то она, проходя через быстронасыщающийся транс¬
форматор ТТ2 и систему фильтров высших гармоник, попадает
на выпрямительный мост Вис него на обмотки реле РТ1. Обмот¬
ки реле замыкают контакт РТ1%, и оперативный ток вторичных це-
111

Рис. 51. Установочно-присоединительные размеры блокировочного
реле типа КИВ-500Р-У4.
-а — переднее присоединение; б — заднее присоединение.
.112

пей попадает в обмотку реле РВ1, .которад через определенное
время замыкает контакты РВ12, подавая оперативный ток на реле
РУ1. Реле РУ1 замыкает контакты РУ1Х и РУ12, подавая опера¬
тивный ток на сигнальные элементы, находящиеся на щите управ¬
ления. Отключающий элемент подсоединен к зажимам 36 и 34, он
работает совместно с сигнальным элементом. Ток промышленной
частоты, достигший определенных значений (0,5—1 А), проходя
через трансформатор ТТЗ и обмотку реле РТ2, замыкает контакты
РТ2і', тем самым подается оперативный ток на обмотку реле вре¬
мени РВ2. Реле времени замыкает контакты РВ22, подавая опе-
Рис. 52. Схема блокировочного реле типа КІІВ-500Р-У4.
а — цепи переменного тока; б — цепи постоянного тока.
8—556

ративіный ток на обмотку реле РУ2. Реле РУ2 замыкает контакты
РУ2Х и РУ22 и отключает трансформатор от сети.
В цепи переменного тока протекает ток не более 1 А, часто¬
ты 50 Гц, оперативное напряжение цепи постоянного тока равно
220 В. Реле РТ1 сигнального элемента и РТ2 отключающего в за¬
висимости от уставки имеют токи срабатывания, приведенные
в табл. 16.
Таблица 16
Реле и параметр срабатывания
Номер уставки
1
2
3
4
5
6
РТ1, ток срабатывания,
мА
РТ2, ток срабатывания, А
25
0,5
30
0,6
35
0,7
40
0,8
45
0,9
50
1,0
Время срабатывания реле времени регулируется в пределах:
для реле РВ1 — от 0,5 до 9 с, для реле РВ2— от 0,1 до 1,3 с.
Мощность, потребляемая цепями постоянного тока блокировочного
реле, составляет 75 Вт.
Изоляция .всех цепей по отношению к корпусу .выдерживает
напряжение 1700 В при частоте 50 Гц .в течение 1 мин. Блокиро¬
вочное реле устанавливается в сухом отапливаемом помещении.
32.	ИЗОЛЯТОРЫ ОПОРНЫЕ
Для крепления длинных отводов обмоток сухих трансформа¬
торов применяют опорные изоляторы. Они используются также
для крепления шин в комплектных трансформаторных подстан¬
циях и шинопроводах. Для этих целей применяют опорные изо¬
ляторы 10 кВ (ГОСТ 15131-69 и 7272-64). Электрическая проч¬
ность изоляторов должна соответствовать нормам ГОСТ 1516.1-76.
Изоляторы по применению в них металлической арматуры
выпускаются двух исполнений (рис. 53). На рис. 53,а показан
опорный изолятор /, во внутренние полости фарфора которого
Рис. 53. Опорные изоляторы.
а — опорный изолятор 1 с армиро¬
ванными в него гайками 2 на це¬
менте 5; б — опорный изолятор 1
с армированными болтами 2 на це¬
менте 3.
ІВ
армированы цементным раствором
3 с применением портландцемента
марки 400 две чугунные гайки 2
из чугуна СЧ 12-28. В нижнюю
гайку ввинчивают болт, крепящий
изолятор к скобе, швеллеру или
ярмовой балке трансформатора.
Верхняя гайка служит для креп¬
ления болтом шины отвода обмот¬
ки или медной пластины, к ко¬
торой припаян отвод. К нижним
торцам гаек приклеиваются шай¬
бы из паронита или. электрокар¬
тона. На рис. 53,6 показан опор¬
ный изолятор 1, во внутренние
полости которого армированы
болты 2.

Арматура изоляторов и цементные швы должны иметь влаго¬
стойкое покрытие. Изолятор должен выдерживать усилие на изгиб,
равное 3750 Н. Опорные изоляторы изготовляют стойкими к теп¬
ловым ударам; они выдерживают при испытании двукратный цикл
резких изменений температуры с перепадом 70°С. Изоляторы ис¬
пытывают воздействием непрерывного потока искр в течение 3 мин.
При этом не должно быть пробоя изолятора, растрескивания или
нагревания.
33.	СБОРНЫЕ КОРОБКИ ЗАЖИМОВ
Сборные коробки зажимов применяют на трансфор¬
маторах для удобства разводки и монтажа кабелей, при¬
соединяемых с одной стороны к ТТ, газовому реле,
сигнализаторам уровня масла, термометрическим сигна¬
лизаторам и с другой стороны — к щиту управления.
Применяются два вида коробок зажимов: переходные
коробки ТТ и коробки зажимов цепей сигнализации.
а)	Переходные коробки трансформаторов тока. Пе¬
реходные коробки применяются в том случае, когда ТТ
устанавливаются на отводах обмотки трансформатора
в баке под его крышкой. Круглые коробки (рис. 54),
Рис. 54. Круглая переходная коробка.
а — коробка на четыре ввода; б — то же на шесть; в — то же на восемь; 1 —
переходная коробка; 2— фланец на крышке; 3 — вводы на напряжение 0,5 кВ;
4 — резиновая прокладка; 5 — сальник; 6 — крышка трансформатора; 7 —
крышка коробкн; 8 — ограничительное кольцо; 9— сальник под кабель диа¬
метром 10—16 мм; 10 — то же диаметром 12—18 мм.
8*	115
а

Рис. 55. Прямоугольная переходная коробка.
а — коробка на 10 вводов; б —то же на 15; в—то же на 18; / — переходная
коробка; 2— фланец на крышке; 3 — вводы на напряжение 0,5'кВ; 4 — рези¬
новая прокладка; 5 — сальник; 6 — крышка трансформатора; 7 — крышка ко¬
робки; 8 — ограничительное кольцо; 9 — сальник под кабель диаметром 10—
16 мм; 10— два сальника под кабели диаметром 16—20 мм; // — три саль¬
ника под кабели диаметром 12—18 мм.
116

предназначены для присоединения 4, 6 и 8 концов обмо¬
ток ТТ, а прямоугольные (рис. 55) —10—18 концов.
4 В дне .коробки 1 имеются отверстия, в которых уста¬
навливаются вводы 3 на напряжение 0,5 кВ таким об¬
разом, что верхняя часть ввода помещается в коробке,
а нижняя—вне ее. К нижним частям вводов присоеди-
* няют концы обмоток ТТ. Для того чтобы эти концы сво¬
бодно проходили через крышку трансформатора, в мес¬
те установки переходной коробки в крышке сделано
ь
Рис. 56. Коробка зажимов вторичных цепей трансформатора.
1 — коробка; 2 — зажимы; 3 — сальник входной; 4 — то же выходной; 5 —
пластина, к которой крепится коробка; 6 — табличка технических данных.
117

отверстие с приваренным к ней фланцем 2. Коробку
устанавливают на резиновую прокладку 4 и закрепляют
на фланце. На стенке коробки имеется сальник 5, через
который в коробку івводят кабель. В коробках, где 14
вводов, имеется два сальника, а где 18 вводов — три.
Коробка имеет съемную крышку 7. При снятой крышке
производят присоединение жил кабеля к верхним частям
вводов. Вводы имеют маркировку, соответствующую кон¬
цам обмотки ТТ, для того чтобы не 'перепутать концы
при монтаже.
238
юоішіогіознА-іттіотіов 2 3 4
LJ LJ
WO 101 10210310^105106107 ЮВ
57. Коробка зажимов для цепей сигнализации.
/ — сборная скоба; 2 — маркировочная планка (оконцеватели); 3— зажим; 4~
стопорный угольник.
à
Рис.
В том случае, когда ТТ устанавливаются на вводах
высокого напряжения в адаптерах, роль переходной ко¬
робки выполняет коробка зажимов адаптера. Таким
образом, в переходную коробку входит несколько концов
обмоток (до 18) ТТ, а выходит из нее один, два или
три многожильных кабеля. На крышке и стенке бака
трансформатора производится разводка таких кабелей
и их закрепление. Концы этих кабелей входят в коробки
зажимов, устанавливаемые на стенке бака трансформа¬
тора ів его нижней части.
б)	Коробки зажимов цепей сигнализации. Коробки
зажимов цепей сигнализации (рис. 56) представляют
собой металлические коробки, на задней стенке которых
укреплены сборные нормализованные зажимные колод¬
ки (рис. 57). Каждая зажимная колодка имеет несколь¬
ко зажимов. Колодки предназначены для присоединения
жил кабеля, идущих от обмоток ТТ. В связи с тем, что
118

Рис. 58. Сальник коробки зажи¬
мов.
1 — кольцо; 2 —корпус сальника; 3 —
гайка специальная; 4 — гайка сальни¬
ка; 5 — шайбы прижимные резиновые;
6 — шайбы стальные; 7 — металличе¬
ский рукав, в котором заключен ка¬
бель.
м газового Пеле, .пеле ѵтюпмя
4
t*
на разомкнутых концах обмотки ТТ возникает высокое
напряжение, необходимо эти концы соединить в коробке
зажимов ТТ прежде, чем приступить к работе. Для этой
цели служит штепсельная перемычка. В нормальном
рабочем положении она установлена так, что своим
основанием закрывает соответствующий зажим, предот¬
вращая тем самым прикосновение к ней оператора. При
работе в зажимной коробке необходимо поднять штеп¬
сельную перемычку до
упора на длинном стерж¬
не, повернуть ее на угол
90° вокруг оси этого стер¬
жня и вставить короткий
стержень в соответствую¬
щее штепсельное гнездо.
Концы обмотки ТТ будут
соединены, после этого
можно приступить к ра¬
боте.
Зажимная колодка
имеет маркировку кон¬
тактов. Каждому отводу
обмотки силового транс¬
форматора соответствует
определенная маркиров¬
ка контактов ТТ на
зажимной колодке. Конца
масла, термометрического сигнализатора также соответ¬
ствует определенная маркировка. Маркировка контак¬
тов наносится на оконцевателях проводов или жил ка¬
беля. Оконцеватели укрепляются на зажимной колодке
по два на каждый контакт. Они располагаются друг
против друга и имеют один и тот же номер (рис. 57).
В один оконцеватель вставляется конец подходящей
к зажимной колодке жилы кабеля, в другой — конец от¬
ходящей от зажимной колодки жилы кабеля.
Коробки зажимов делают одинарными или двойны¬
ми. В одинарной коробке зажимные колодки распо¬
ложены в один ряд по высоте коробки; в двойной они
расположены ів два ряда. Для входа кабеля в коробку
применяются развальцованные сальники (рис. 58). Для
выхода кабеля из коробки в нижней ее части установле¬
ны^ специальные сальники. Коробка закрывается крыш¬
кой ç болтами, которые открываются специальными клю¬
119

чам'И. На ©нутренней стороне крышки прикреплена таб¬
личка с нанесенными на ней указаниями, какой зажим
трансформатора соответствует зажиму прибора.
Коробка навешивается на стенку бака трансформа¬
тора или может устанавливаться отдельно от него на
специальном приспособлении. Для этой цели в коробке
имеются уступы с отверстиями для болтов. Монтаж
всех соединений производят кабелем типа КРВГ, изго¬
товляемым по ГОСТ 1508-71. Кабель прокладывают
в металлическом рукаве РЗ-Ц-Х20, который предохра¬
няет его от повреждений. Кабель закрепляется на баке
трансформатора и его крышке специальными скобами
при помощи болтов, ввертываемых в приваренные к стен¬
ке бака бобышки. Таким образом, в коробку зажимов
входит несколько кабелей от различных аппаратов,
установленных на трансформаторе, а выходит из нее
один многожильный кабель, который подводится к щиту
управления, стоящем}' отдельно от трансформатора.
34.	КАБЕЛЬНЫЕ МУФТЫ
Для присоединения трансформаторов к кабельной
сети применяют концевые кабельные муфты. В основном
для этой цели используют кабельные муфты внутренней
установки классов напряжения би 10 кВ типа КВ. Муф¬
та служит для оконцевания силового кабеля с пропитан¬
ной бумажной изоляцией и отвечает требованиям ГОСТ
13781.0-73. Габариты муфт (рис. 59) приведены
в табл. 17.
В обозначении типа муфты цифры 6 и 10 указывают
класс напряжения муфты (соответственно 6 и 10 кВ).
Цифрой I обозначается муфта, предназначенная для
кабелей с сечением жил до 70 мм2, а цифрой II —для
кабелей с сечением жил 95—185 мм2.
Концевая муфта (рис. 59) состоит из чугунного кор¬
пуса 1, чугунной крышки 2, в которую армированы изо¬
ляторы 3, латунного конуса 4, контактной головки 5,
		Т а б'л и ц а 17
Тип муфты
Размеры (рис. 59), мм
А
Б
В
КВ6-І
510
442
555
КВ6-ІІ
520
450
585
КВ10-І
578
534
606
КВ10-1І
588
542
636
(20

контактного наконечника 6 -и заземляющего провода 7
с наконечниками. Корпус муфты в верхней и нижней
частях имеет бортики, в которых предусмотрены отвер¬
стия для болтов, посредством которых корпус соединяет¬
ся с крышкой и конусом. В верхнем бортике имеется
паз, в который укладывается прокладка из нагревостой¬
кой резины или джута, проваренного в битумной массе
МБ-90. На задней стенке корпуса сделан прилив с от¬
верстиями для болтов, которыми муфта крепится на
трансформаторе.
Крышка муфты имеет три отверстия для установки
изоляторов, армируемых в крышке замазкой из эпоксид-
Рнс. 59. Концевая муфта типа КВ6-1.
1 — чугунный корпус; 2 — чугунная крышка; 3 — изоляторы-
конус; 5 — контактная головка; 6 — контактный наконечник-’
щий провод; 8 замазка; 9— уровень заливки массы.
4 — латунный
7 — заземляю-
121

йоге компаунда. В месте соединения создается герме¬
тичный шов. Такое соединение крышки и изоляторов не
вызывает механических напряжений в изоляторах, при¬
водящих к их разрушению. Таким образом, верхние
части изоляторов соединены с контактными головками.
В крышке имеется прилив с отверстием для выпуска
воздуха при заливке муфты, закрываемым пробкой.
В муфтах 6 и 10 кВ применяют изоляторы двух раз¬
меров: для кабелей с сечением жил до 70 мм2 и 95—■
185 мм2. Изоляторы при испытании должны выдержи¬
вать в течение 3 мин без пробоя, растрескивания и на¬
гревания напряжение, при котором образуется непрерыв¬
ный поток искр. Изоляторы должны также выдерживать
двукратный цикл изменения температуры при перепаде
температур 70°С.
Латунный конус в верхней части имеет бортик с от¬
верстиями для болтов, при помощи которых он соеди¬
няется с корпусом муфты. Бортик имеет выточку, в ко¬
торую закладывают шнур из нагревостойкой резины или
джута. При монтаже муфты между нижней частью ко¬
нуса и оболочкой кабеля прокладывают для уплотнения
полоску свинца шириной 30 мм и затем конус припаива¬
ют к оболочке кабеля. Жилы кабеля с напаянными кон¬
тактными наконечниками присоединяют к контактным
площадкам внутри контактных головок изоляторов. При
надевании крышки квадратные части наконечников
должны входить в квадратные отверстия головок изоля¬
торов. На головку изолятора с целью герметизации муф¬
ты напаивают медный или латунный колпачок. Снару¬
жи на головках изоляторов имеются горизонтальные
или вертикальные контактные площадки для присоеди¬
нения проводов или шин, подходящих от вводов транс¬
форматора. Площадки имеют два отверстия под болты,
которыми шины присоединяются к контактным пло¬
щадкам.
Муфта заполняется массой МБ-90 для повышения
электрической прочности и герметичности кабельных г
муфт. В табл. 18 приведены данные о расходе материа¬
лов на монтаж одной муфты. Прошпарочная масса
МП-1 служит для удаления влаги и загрязнений с по¬
верхности изоляции кабеля и муфт. Монтаж концевых
кабельных муфт производят согласно [Л. 6].
Заземление муфты выполняют с помощью медных
многопроволочных луженых проводов сечением 6 —
122

Таблица 18
Монтажный материал
Масса, кг
Стандарт
Масса заливочная МБ-90
4
ГОСТ 6997-54
Масса прошпарочная МП-1
6
ГОСТ 6997-54
Припой ПОССу 30-2
0,90
ГОСТ 1499-70
Паяльный жир
0,06
■—.
Стеарин технический
0,05
•—.
Проволока медная луженая диаметром
0,15
—
1,5 мм
Хлопчатобумажная пряжа для бг.ндажей
0,05
ГОСТ 6904-70
Парафин для проверки изоляции н;; влаж-
0,1
ГОСТ 16960-71
ность
Лента из упаковочного поливинилхлорида
0,1
—
шириной 0,25 мм, толщиной 0,02 мм
Шнур асбестовый диаметром 3 мм
0,05
ГОСТ 1779-72
Эмаль серая ХСЭ-24 или 11ХВ-715
0.01
ГОСТ 7313-75
Разжижитель Р-5
0,01
—
70 мм2 в зависимости от сечения основной жилы кабеля
(соответственно 2,5—185 мм2). На концах заземляющего
провода напаивают или опрессовывают наконечники,
изготовляемые по ГОСТ 7386-70. Один из наконечников
присоединяется к контактной площадке корпуса муфты,
а другой — к заземляющему болту опорной конструкции.
Средняя часть заземляющего провода припаивается
к защитной оболочке и внутренней и наружной лентам
брони кабеля.
Корпус муфты должен выдерживать в течение 1 ч
испытание на механическую прочность давлением .мас¬
ла 4-ІО5 Па и испытание на герметичность ів течение
10 мин давлением газа 3-105 Па. Муфты би 10 кВ
должны выдерживать испытательные напряжения посто¬
янного тока в течение 10 мин 45 и 60 кВ и переменного
тока в течение 40 мин 32 и 42 кВ соответственно.
Глава седьмая
ПОДЪЕМ И ПЕРЕДВИЖЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
АРМАТУРА БАКОВ
35.	КАТКИ, ТЕЛЕЖКИ И КАРЕТКИ ПОВОРОТНЫЕ
а)	Перекатка трансформатора. Трансформаторы
мощностью 1000 кВ-А на классы напряжения 6—35 кВ
должны снабжаться переставными катками для продоль-
123

кого и поперечного передвижения (ГОСТ 11677-75).
Катки .предназначены только для перекатывания транс¬
форматора при установке его на фундамент. Трансфор¬
маторы небольшой мощности перекатывают на катках
обычно на небольшие расстояния и на них же устанав¬
ливают его на фундамент. Трансформаторы больших
мощностей перекатывают по рельсовому .пути. От этого
пути к фундаменту проложены поперечные рельсы.
Трансформатор по основному рельсовому пути перека¬
тывают до поперечных рельсов и поднимают его дом¬
кратами. Затем поворачивают на угол 90° катки или
Рис. 60. Серьга для тяги трансформатора.
1 — серьга; 2--дно трансформатора; 3 — стенка трансформатора.
Рис. 61. Двухполосная колея для гладких катков (а) и катков с пе-
бордой (б).	н
поворотные каретки и устанавливают трансформатор на
поперечные рельсы. По ним трансформатор закатывают
на фундамент. Если уровень фундамента выше уровня
основного пути, то для доставки трансформатора к рель¬
сам фундамента применяют специальный транспортер,
на который предварительно краном устанавливают	*>
трансформатор. После того как трансформатор на
транспортере доставили к фундаменту, его скатывают
с транспортера на рельсы фундамента и устанавливают
на месте.
Передвижение трансформатора по рельсам произво¬
дят плавно, без рывков со скоростью не более 3 м/мин
с помощью ручной или электрической лебедки или трак-
124

тора и палиспастов. Направление тягового усилия при
перекатке должно совпадать с направлением перемеще¬
ния. Тяговое усилие передается через тросы, закреплен¬
ные .за специальные іприопособления на баке (рис. 60).
Параметры приспособления и его выбор даны
в табл. 19.
Таблица 19
Параметр
Полная масса трансформатора, т
ДО 9
9—36
36—81
81 — 144
144—200
Тяговое усилие Р, кН
Диаметр прутка, мм

36
144
324
576
728
16
24
40
45
50
Длина прутка, мм

104
165
J 235
305
355
Катет шва К, мм

Длина сварного шва, мм ....
6
8
12
16
16
30
80
ПО
150
185
Радиус серьги, мм	•
25
30
50
60
65
Масса серьги, кг

0,364
1,4
5,62
9,1
11,72
как
Катки позволяют перекатывать трансформатор кщ;
в .направлении большой оси бака (продольное передви¬
жение), так и перпендикулярно большой оси (попереч¬
ное передвижение). Это зависит от того, как катки уста¬
новлены. Если трансформатор перекатывают по рельсам,
то применяют катки с ребордой, а если по заделанным
в фундамент швеллерам или двутавровым балкам, —
гпгтИ€і ДЛЯ ^Реформаторов массой менее 200 т
1 ОС 1 11677-75 устанавливает ширину колеи для кат¬
ков с ребордой (рис. 61, размер Б) 1524; 2000; 2500 и
3000 мм и расстояние между средними линиями гладких
катков (рис. 61, размер А) 550; 660; 820; 1070 и 1594мм.
пыбор этих расстояний между катками устанавливает¬
ся в зависимости от мощности трансформаторов. Для
трансформаторов массой 200 т и более стандартом уста¬
новлена ширина колеи 1524 мм для продольного пере¬
движения и 1524 и 2000 мім для поперечного. Под транс¬
форматорами с массой 200 т и более устанавливают
обычно более четырех кареток, а поперечные пути имеют
оллпИ более ниток рельсов. Поэтому размеры 1524 и
ZUUO мм при поперечном передвижении относятся к рас¬
стояниям между катками двух ближайших пар кареток
ѴрИіС. bz).	r
Указанные размеры обеспечивают устойчивость
трансформатора при передвижении, если правильно вы¬
брана база (расстояние между осями катков). База
125

должна составлять не менее Ѵз высоты трансформатора,
считая от нижней точки катка до крышки бака.
б)	Катки. Размеры катков (диаметр по поверхности
катания, длина ступицы и диаметр оси) определяют рас¬
четным путем исходя из нагрузки на каток от массы
Рис. 62. Трех- и четырехполосная колеи тля катков с ребордой.
а — при грузоподъемности каретки 200—255 т; б — то же 255—300 г.
126

трансформатора, деленной на число катков, применяе¬
мых для перекатки трансформатора.
При грузоподъемности до Ю т применяют литые чу¬
гунные катки, изготовленные из чугуна .марки СЧ18-36.
Чугунные катки изготовляют диаметром 100; 120; 150;
220 и 300 мм, причем катки диаметров 220 и 300 мм
изготовляют как гладкими, так и с ребордой. Чугунные
катки не имеют втулки в отверстии для оси. Ось встав¬
ляется непосредственно в отверстие. Концы оси катков
диаметром до 150 мм вставляются в отверстия в швел-
Рис. 63. Катки.
а — гладкие; б — с ребордой.
лерах, приваренных к дну бака. Ось удерживается от
смещения вдоль своей оси шплинтами и может вращать¬
ся в отверстиях в швеллерах. Оси таких катков не сма¬
зывают.
При грузоподъемности одного катка более 10 т при¬
меняют катки из стали 55Л-1 по ГОСТ 977-65. При та¬
кой грузоподъемности чугунные катки имели бы не¬
оправданно большие размеры. Катки выполняют с диа¬
метрами по поверхности катания, равными 250; 300; 350
и 400 мм. Каток диаметром 400 мм рассчитан на грузо¬
подъемность 28 т. На рис. 63 и в табл. 20 даны разме¬
ры и грузоподъемости катков.
В отверстиях стальных катков путем наплавки брон¬
зы марки БРКМЦЗ-1 ГОСТ 5222-72 толщиной 1,5—2 мм
делается втулка. Во втулке выполняется винтовая вы¬
точка для смазки. Смазка поступает через отверстие,
просверленное в оси.
127

'Таблица 20
Материал
катка
Грузо¬
подъем¬
ность. т
Размеры, мм (рис. 63)
Масса
катка, кг
di
а
D
в
6.
bz
Чугѵн
0,7
26
100
—
42
35
■—
1,3
1,8
34
120
—
56
50
-—■
2,7
3,0
45
150
—
65
55
— :
5,2
6,0
55
220
—
95
85
■—■
14,0
10,0
75
300
—
120
ПО
—
41,0
6,0
55
220
260
95
85
18
15,5
10,0
75
300
340
120
ПО
18
45,0
Сталь
12,0
75
250
—
НО
100
—
29,6
18,0
100
300
—
125
115
—■
53,0
22,0
115
350
—
145
135
■—
83,7
28,0
115
400
—
165
145
—-
113,0
12,0
75
250
285
НО
ПО
23
34,8
18,0
100
300
335
145
135
23
56,7
22,0
115
350
385
165
145
23
87,3
28,0
115
400
435
165
145
23
116,0
18,0
100
300
350
145
135
40*
76,5
22,0
115
350
400
165
145
40*
108,5
28,0
115
400
450
165
145
40*
145,5
Примечание. Звездочкой отмечены катки с усиленной ребордой.
Катки с усиленной ребордой применяют в том слу¬
чае, если на подстанции, где будет установлен транс¬
форматор, продольные (основные) и поперечные рельсы
находятся на одном уровне. Тогда после установки
трансформатора на поперечные рельсы при его перекат¬
ке через продольные рельсы реборда катка поднимается
на уровень продольного рельса и перекатывается через
Рис. 64. Установка гладкого катка.
1— дно трансформатора; 2 — стенка; 3 — швеллер; 4 — каток; 5—П-образная
скоба; 6 — ось катка; 7 — шплинт; 8 — болт.
128

■него. Усиленная реборда имеет ширину 40 мм вместо
18—23 мм у катков с нормальной ребордой. Если уро¬
вень поперечных рельсов выше уровня продольных, то
применяют катки с нормальной ребордой.
Чугунные катки диаметром 220 и 300 мм и все ос¬
тальные катки имеют неподвижные оси.
в)	Крепление катков. У трансформаторов мощностью
25 и 40 кВ-А к дну бака приваривают пластины,
а у трансформаторов мощностью 63 и 100 кВ-А —
(рис. 64) швеллеры. К пластинам или швеллерам кре¬
пят чугунные катки без реборды. Узел крепления со¬
стоит из П-образной скобы 5 и
оси 6 катка, концы которой вхо¬
дят в отверстие скобы и закреп¬
ляются с двух сторон шплинтами
7. Верхняя часть скобы имеет
отверстие с резьбой, в которое
ввертывается болт 8, крепящий
весь узел к швеллеру. Такое креп¬
ление позволяет переставлять
катки для передвижения транс¬
форматора как вдоль, так и попе¬
рек главной оси.
г)	Тележки. Для трансформа¬
торов мощностью 180—630 кВ-А
на напряжения до 35 кВ, а так¬
же мощностью 1000—2500 кВ-А
на напряжения до 20 кВ к дну
бака должны быть приварены те¬
лежки с гладкими катками. Кон¬
струкция тележки должна допу¬
скать перестановку катков для
продольного и поперечного пере¬
движения.
При этом расстояния между
средними линиями катков долж-
I
!
Рис. 65. Крепление катка
в швеллерах тележки.
I — швеллер; 2 — ось катка;
3 — ограничительные втул¬
ки; 4 — пластина; 5 —каток;
6 — дно бака; 7 — стенка.
ны оставаться постоянными.
Катки, применяемые в тележке, закрепляются меж¬
ду швеллерами. Обычно четыре катка закреплены в двух
парах приваренных к дну швеллеров между их вертикаль¬
ными стенками.
При поперечном передвижении трансформатора ось
катка вставляется в отверстия в швеллерах, а при про¬
дольном передвижении ось вставляется в отверстия вер-
9—556
129

Тикальных пластин, приваренных Между швелЛераМй
(рис. 65).
В швеллерах делают отверстия для закрепления тро¬
са, при помощи которого передвигают трансформатор.
Приваренные швеллеры помимо своей основной зада-
Таблица 21
Рис. Ü6. Однокатковая каретка.
1 — опорная пластина; 2 — каток; 3 — ось катка; 4 — упорная пластина; 5 —
направляющий шип; 6 — опорный шип.
130
і,

»
Рис. 67. Двухкатковая каретка.
/—-опорная пластина (балансир); 2 — каток; 3 — ось; 4 упорные щекн; 5
направляющий шип; 6 — опорный шип; 7 — запорная пластина.
чи — крепления катков — выполняют и дополнитель¬
ную— усиливают дно бака трансформатора и позволя¬
ют уменьшить его толщину.
д)	Каретки. Трансформаторы на класс напряжения
35 кВ и выше мощностью 2500 кВ-А и более снабжа¬
ются катками, укрепленными на поворотных каретках,
позволяющих осуществлять продольное и поперечное
передвижение. Трансформаторы на класс напряжения
35 кВ мощностью 2500 кВ-А снабжаются гладкими кат¬
ками, а мощностью 4000—6300 кВ-А — гладкими или,
по требованию заказчика, катками с ребордой. Транс-
• форматоры мощностью 10 000—80 000 кВ-А на классы
напряжения 35 кВ, НО кВ и выше снабжаются катками
с ребордой.
Каретки изготовляются однокатковыми и двухкат-
л ковыми (рис. 66 и 67 и табл. 21 и 22 соответственно).
Однокатковые каретки рассчитаны на грузоподъемность
12, 18 и 22 т, а двухкатковые — 24, 36, 44 и 56 т. Необ¬
ходимую для трансформатора каретку выбирают из рас-
9*	131

чета полной массы трансформатора, деленной на число
кареток.
У трансформаторов указанных мощностей активная
часть обычно смещена относительно середины бака и
сам бак может быть несимметричным. Поэтому центр
тяжести трансформатора обычно не совпадает с точкой
пересечения осей бака. Следовательно, если установить
каретки симметрично относительно дна бака, то они
могут нагружаться неравномерно, т. е. максимальная
нагрузка на каретку может превосходить ’Д полной мас¬
сы трансформатора. Следует устанавливать каретки по
возможности симметрично по отношению к центру тя-
Таблица 22
Грузоподъем¬
ность двух¬
катковой карет¬
ки, т
Размеры, мм (рис. 67)
А
Л,
■^2
D
D,
L
' 24
360
320
242
250
285
645
400
36
420
360
242
300
350
770
450
44
480
400
274
350
400
880
500
56
530
440
274
400
450
980
550
Продолжение табл. 22
Г рузоподъем-
ность двух¬
катковой карет¬
ки, т
Размеры, мм (рис. 67)
Масса, кг
м
н
ь
d,
h
24
7
Г*
298
77
75
30
82,5
110,5
36
7,5
357
95
100
30
101
206,8
44
12,5
406
105
115
38
110,5
284,4
56
12,5
455
105
115
38
135
364,6
жести трансформатора и несимметрично относительно
осей дна.
Основанием каретки служит жесткий каркас, сва¬
ренный из пластин. Боковые пластины имеют отвер¬
стия, в которые входят концы осей катков. Сами концы
осей имеют канавки, в которые вставляются стопорные
пластины, закрепляемые двумя болтами на боковых
пластинах каретки. Таким образом, ось становится не¬
подвижной, а вращается только каток. Верхняя пласти¬
на имеет четыре направляющих бобышки, в центре плас-
132

тины направляющий шкворень и четыре отверстия под
болты для крепления каретки к трансформатору.
Установку кареток осуществляют следующим обра-
1 зом. к балкам на дне бака приваривается специальная
плита. Под эту плиту заводят каретку. При этом транс¬
форматор приподнимают на домкратах. Шкворень ка-
» ретки должен попасть в прорезь плиты. Каретку двига¬
ют до тех пор, пока шкворень не упрется в конец
прорези, а направляющие бобышки не войдут в отвер¬
стия плиты. После этого каретку закрепляют двумя бол¬
тами. Чтобы изменить направление катания, необходимо
отвернуть эти болты, опустить немного каретку, чтобы
направляющие бобышки вышли из отверстия плиты,
повернуть каретку на шкворне, вставить бобышки в от¬
верстия и закрепить каретку болтами.
Двухкатковая каретка представляет собой баланси¬
ровочную опорную пластину, к которой приварены две
жесткие щеки, на которых крепятся оси катков. Катки
на балансировочной пластине не закреплены, направ¬
ляющий шип вставляется в центральное отверстие плас¬
тины, приваренной к усиливающим балкам жесткости
дна бака трансформатора. Кроме того, на балансиро¬
вочной пластине установлены два опорных шипа, вхо¬
дящих в соответствующие отверстия пластины. От вы¬
падания из зацепления каретку предохраняет специаль¬
ная запорная пластина.
36.	ПОДЪЕМНЫЕ ПРИСПОСОБЛЕНИЯ
а)	Подъемные крюки. В большинстве случаев пол¬
ностью собранный трансформатор поднимают краном
при помощи строп, закрепленных за крюки, приварен¬
ные к верхней части стенки бака. Крюки выбирают из
расчета полной массы трансформатора, распределенной
на четыре крюка. При неравномерной нагрузке на крю¬
ки, т. е. при смещении центра тяжести трансформатора
относительно главных осей бака, максимальная нагруз-
1 ка на крюк не должна превышать его номинальной гру¬
зоподъемности более чем на 5%. Грузоподъемность крю¬
ков рассчитана с допущением, что угол наклона тросов
(строп) не должен превышать 30° от вертикали, так как
t чем больше угол наклона строп, тем больше нагрузка на
крюк. Крюки приваривают к стенке бака на его за¬
круглениях. При установке крюков на прямой части бака
принимают меры для укрепления стенки — со стороны
133

плоской стенки к крюку приваривают боковую упорную
пластину или балку жесткости.
Грузоподъемность и размеры подъемных крюков нор¬
мализованы. Они приведены на рис. 68 и в табл. 23.
Грузоподъемность крюка должна быть не более Ѵ4 пол¬
ного веса трансформатора или і/4 веса трансформатора
без масла (для очень больших трансформаторов).
Рис. 68. Подъемные крюки.
« — грузоподъемностью 0,6—5 т; б —то
же 8—40 т (размеры см. табл. 23),
Таблица 23
Грузо¬
подъем¬
ность, т
Размеры, мм, (рис. 68, а и б)
Масса,
кг
н
ht
Л,
b
bi
h
t
H
Рис. 68, а
0,60
1,00
90
105
49
54
40
45
80
95
50
65
20
25
12
12
12,5
12,5
0,36
0,56
1,75
125
65
56
99
65
25
20
16*0
I *02
3,00
150
75
66
104
70
25
20
16,0
1 ’,43
5,00
200
81
72
120
80
25
36
22,’о
3^82
Рис. С
8, б
1
8,00
400
200
170
155
ПО
' 40
40
22,0
11 (1
11,00
470
240
210
155
НО
40
50
22^0
X 1 , V
16 6
15,00
470
240
210
180
115
40
60
22^0
22 0
18,50
550
280
240
205
140
60
70
32,0
39 2
25,00
700
360
320
215
150
90
80
32*0
30,00
850
440
400
240
175
90
80
32*0
ОІ , 1
78 6
40,00
970
500
455
285
220
90
80
32^0
105’2
134

т>
Установку крюков производят с учетом размещений
охлаждающих труб (трубчатые баки), патрубков для
радиаторов (баки с радиаторами) и болтов, крепящих
крышку с рамой бака. Для трансформаторов, которые
поднимают на заводе за крюки с установленными на
крышке вводами и необходимой арматурой, расположе¬
ние крюков увязывают с расположением ввод' в и арма-
Рис. 69. Подъемные кольца.
а навертные; б — приварные; 1 — крышка трансформатора; 2 — кольцо
подъемное; 3 — шпилька; 4 — гайка; 5 — шайба; 6 — уплотнение (асбест, про¬
питанный глифталевым лаком); 7 — провод заземления.
туры (для того чтобы стропы при подъеме трансформа¬
тора не касались вводов и арматуры).
Крюки используют также для закрепления транс¬
форматора на железнодорожной платформе. Проволоч¬
ную растяжку пропускают в верхний вырез крюка меж¬
ду крюком, стенкой бака и рамой. Для того чтобы
растяжка не касалась охлаждающих труб (для транс¬
форматоров с трубчатыми баками), трубы под крюком
укорачивают или крюки располагают так, чтобы исклю¬
чить такое касание.
В связи с ростом мощностей трансформаторов растет
их масса и изменяется конструкция подъемных приспо¬
соблений. Иногда применяют подъемное приспособление
в виде крюка, совмещенного с вертикальной балкой
жесткости. В верхней части балки делают вырез по фор¬
ме зева крюка. В этом месте балку усиливают прива¬
ренными к ней накладками, а по краю зева приварива¬
ют полукольца, уменьшающие кривизну изгиба строп.
Применяют также и другие подъемные устройства,
в частности приспособление, состоящее из двух толстых
пластин, приваренных параллельно друг другу и стенке
бака между двумя балками жесткости. Пластины име¬
ют отверстия. Между пластинами заводят петлю стропа
135

іі в отверстие наружной пластины вставляют стержень
большого диаметра, который затем проходит через пет¬
лю стропа и отверстие второй пластины.
б)	Подъемные кольца. Эти кольца применяют для
подъема крышек трансформаторов, расширителей, адап¬
теров, адсорберов и других аппаратов и частей транс¬
форматоров. Подъемные кольца раньше применялись и
для подъема полностью собранных масляных трансфор¬
маторов небольших мощностей. Кольца навертывались
на шпильки, закрепленные на ярмовых балках остова и
проходящие через отверстия в крышке. Таким образом
активная часть трансформатора была жестко скреплена
	 Таблица 24
Грузоподъемность, кг, кольца при
разных направления хрюдъемного
троса
Размеры, мм (рис. 69, а)
Масса, кг
вертикаль¬
ное
под углом
м
dl
d
h
30°
1	45°
200
75
40
МІО
30
54
27
0 15
300
100
50
М12
30
54
27
0*15
500
150
125
М16
35
63
33,5
0*25
750
1000
300
400
200
300
М20
М24
40
50
72
92
4Ô
51
о’зб
0 92
1800
750
500
МЗО
60
ПО
62
1 *62
2500
1000
750
М36
70
130
73
2 57
3500
1500
1000
М42
89
152 '
84
4*23
4500
2200
1500
М48
90
174
95
6Д
с крышкой. В местах прохода
шпилек
через
-г _. крышку де¬
лали герметизацию асбестовым шнуром, которая часто
нарушалась после подъема трансформатора. Кольца
применяют также для подъема сухих трансформаторов.
Кольца для подъема трансформаторов имеют в осно¬
вании отверстие с резьбой под шпильку. Кольца для
подъема частей и аппаратов трансформаторов отверстий
не имеют, так как они привариваются. Размеры колец
приведены в табл. 24 и 25 и на рис. 69.
в)	Скобы для домкратов. Трансформаторы с полной
массой более 25 т снабжаются расположенными в ниж¬
ней части бака приспособлениями (скобы) для ѵпоца
головок домкратов (ГОСТ 11677-75). Эти скобы исполь¬
зуют в основном при монтаже трансформатора для его
установки на каретки или для перестановки катков пои
изменении направления передвижения. Простейшая ско-
136

Таблица 25
Грузоподъемность, кг, приварен¬
ного кольца при разных направле¬
ниях подъемного троса
Размеры, мм (см. рис. 69, б)
Масса, кг
вертикаль¬
ное
под углом
(1
h
30°
45°
G00
400
300
30
54
27
0,16
900
550
450
35
63
33,5
0,27
1100
700
600
40
72
40
0,42
2000
1250
1000
50
92
51
0,97
3400
1800
1500
60
НО
62
1,71
ба сваривается из двух боковин и упорного бруса
(рис. 70). Боковины приваривают к дну и стенке бака.
На баке приваривают четыре скобы. Скоба выбирается
из расчета полной массы трансформатора, деленной на
четыре (при условии, что масса трансформатора рас¬
пределяется на скобы поровну). Скобы• устанавливают
Рис. 70. Поддомкратные скобы.
1 — дно бака; 2 — стенка бака; 3 — направляющие скобы; 4 — упорная пла¬
стина.
Таблица 26
Грузо¬
подъем¬
ность
скобы, т
Размеры, мм (рис. 70)
Масса,
кг
А
Б
В
Г
И
К
Л
7
175
200
16
130
80
32
50
200
8,6
12
185
225
20
135
80
36
60
200
12,1
18
190
255
23
150
90
40
75
200
20,5
22
210
275
36
160
90
50
90
220
31,5
30
220
350
50
170
100
50
125
240
55,3
40
255
390
50
185
ПО
50
150
250
69,5
50
225
400
70
185
90
70
175
250
103
137

на баке симметрично на его закругленных частях или
вблизи них на прямой части бака. Размеры скоб при¬
ведены в табл. 26.
37.	ПОДЪЕМНО-ДОМКРАТНОЕ УСТРОЙСТВО
Для подъема трансформатора широко внедряется
специальный узел, устанавливаемый в нижней части ба¬
ка и совмещенный с поддомкратными скобами. Схема
строповки трансформатора показана на рис. 71, а гру¬
зоподъемность устройства
приведена в табл. 27.
Ввиду того что сущест¬
вует большое число конст¬
рукций баков и установлен¬
ных на них балок жестко¬
сти, разработаны различ¬
ные конструкции подъемно¬
домкратных узлов, которые
в основном различаются
упором основных несущих
планок (в стенку бака,
в раму поддона, в верти-
Рис. 71. Схема строповки
трансформатора.
а — наклон строп с углом не бо¬
лее 15°; аі — то же 30°; I — транс¬
форматор; 2 — направление строп;
3 — узел подъема.
кальную или горизонталь-
ную балку жесткости).
на рис. 1'2 показаны основные узлы подъемно-дом¬
кратного устройства с упором в горизонтальную балку
жесткости. Две несущие пластины имеют Т-образную
форму, на нижнюю плоскость которых опирается уголь¬
ник 2, служащий для установки домкратов. Пластины 1
имеют отверстия, в которые вставляется ось 5, к одному
Таблица 27
Направление нагрузки а, град
0—10
10
0—15 |10(—15)
.5
0
1 10
15
I Іоминальная
грузоподъем-
«1. град
10—0
10
15—0
15(10)
15
30
1 30
[ 30
Грузоподъемность с учетом сочетания углов наклона троса, т
10
9,85
9,7
9,66
9,5
9,35
8,66
8,5
8,37
16
15,75
15,5
15,45
15,2
І5
13,85
13,7
13,4
25
24,6
24,5
24,1
23,8
23,4
21,65
21,4
21
40
39,4
38,9
38,6
38,2
37,4
34,7
34,2
33,5
60
59,1
58,2
58
57
56
52
51
50,3
138

концу которой приваривается скоба, сцепляемая с уголь¬
ником 4. Это позволяет оси не проворачиваться при
подъеме, так как проходящие через ось стропы создают
вращающий момент вначале подъема трансформатора.
Для того чтобы стропы не скользили по крышке бака,
к ней приваривают специальный упор 3 для направле¬
ния строп. Горизонтальная балка жесткости 9 связана
с вертикальной 8; эта связь позволяет разгрузить стен¬
ку бака от концентрации местных напряжений.
Размеры и грузоподъемность подъемно-домкратных
устройств показаны на рис. 72 и в табл. 28.
Рис. 72. Установка подъемно-домкратного узла между балками
жесткости.
/ — направляющая пластина; 2 — угольник поддомкратный; 3 —упор для
строп; 4—угольник для крепления оси; 5 — ось; 6 — дно бака; 7 — стенка;
8 — вертикальная балка жесткости; 9 — горизонтальная балка жесткости.
139

Таблица 28
Грузо¬
подъем¬
ность, т
Размеры, мм (рис. 72)
10
215
109
300
50
16
230
100
124
320
60
25
40
60
260
335
410
355
430
505
385
470
545
154
S0
150
300
70
175
170
360
70
250
245
150
199
225
215
450
80
Катет
шва
расчет¬
ный
300
290
150
225
300
229
225
330
140
480
200
350
80
95
V
38.	АРМАТУРА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ БАКОВ
Трансформаторы должны снабжаться арматурой для
заливки, отбора пробы, спуска и фильтрации масла и
подключения вакуум-насоса (ГОСТ 11677-75). К такой
арматуре относятся краны, вентили, задвижки и пробки.
а)	Плоские краны. Плоские краны специальной кон¬
струкции (рис. 73) применяют на трансформаторе в тех
местах, где нужно иметь небольшую длину (высоту)
крана, в частности для присоединения к баку трансфор¬
матора трубчатых радиаторов системы охлаждения, на
крышке баков трансформаторов мощностью 1000 —
6300 кВ-А на напряжение до 35 кВ включительно для
присоединения маслоочистительного аппарата и на па¬
трубке расширителя для возможности демонтажа газо¬
вого реле. Корпус крана 1 представляет собой квадрат,
изготовленный из стали или чугуна, с отверстием в цен¬
тре для прохода масла и с четырьмя отверстиями для
его крепления болтами к патрубкам. Кран, устанавливае¬
мо

мыина крышке 2, крепится танками 6 при помощи прива¬
ренных к крышке шпилек 5. Кран имеет плоскую заглуш¬
ку 3, закрывающую проходное отверстие. Заглушка за¬
креплена на двух полуосях; на верхней установлена
рукоятка. Открывается кран поворотом рукоятки на угол
90° и закрепляется стопорным болтом. При закрытом кра¬
пе рукоятка также закрепляется болтом. Для этого она
на радиаторном кране имеет
положение заглушки (от¬
крыта или закрыта) указы¬
вает стрелка, нанесенная на
рукоятке. Чтобы масло не
просачивалось через отвер¬
стие, в котором вращается
верхняя полуось, оно герме¬
тизировано асбестовым гра¬
фитированным шнуром, ко¬
торый прижимается гайкой
сальника. Герметизация кра¬
па производится при присо¬
единении к кранам радиато¬
ров маслоочистительного ап¬
парата или газового реле.
б)	Вентили. Для залив¬
ки, слива масла и присоеди¬
нения маслоочистительного
аппарата применяют запор¬
ные фланцевые вентили с ус¬
ловными проходами 25; 50 и
80 мм. Для трансформа¬
торов небольших мощностей
до 1000 кВ-А применяют вентили с условным проходом
£>у, равным 25 мм. Такой вентиль устанавливают также
Г-образную форму. На
Рис. 73. Плоский кран.
/ — корпус; 2 — крышка; 3 ~ за¬
глушка; 4 — рукоятка; 5 — шпиль¬
ка; 6—гайка; 7 — контрящий болт.
на кожухе контакторов переключающих устройств. Вен¬
тили с Dy—50 мм устанавливают на патрубках внизу
бака трансформаторов мощностью 1000—1600 кВ-А на
класс напряжения до 35 кВ включительно. Расстояние
от дна бака до оси вентиля составляет 85 мм. Их уста¬
навливают также на крышках трансформаторов мощ¬
ностью 10 000—80 000 кВ-А на класс напряжения до
35 кВ и мощностью 2500-400 000 кВ-А на класс напря¬
жения ПО кВ. В этом случае их устанавливают на при¬
варном фланце. Вентили с Dy, равным 80 мм, устанавли¬
вают на стенке бака трансформаторов мощностью
141

2500—32 000 кВ-А на класс напряжения ПО кВ. Рас¬
стояние от диа бака до оси вентиля составляет обычно
ПО мм. На крышке бака эти вентили ставят на транс¬
форматорах на класс напряжения 220 кВ и выше.
Вентили, устанавливаемые на крышке бака, предна¬
значены для заливки и фильтрации масла (присоедине¬
ния маслоочистительного аппарата), а вентили, уста¬
навливаемые в нижней части бака, — для спуска и филь¬
трации масла. Вентили ставят также на расширителях
крупных трансформаторов для слива масла из расшири¬
теля при возникновении такой необходимости. Вентили,
применяемые па трансформаторах, рассчитаны на услов¬
ное давление 7->у=16-ІО5 Па (ГОСТ 5761-74). Присоеди¬
нительные размеры фланцев соответствуют ГОСТ
1234-67. Уплотнение затвора вентиля должно быть из
бронзы или латуни. Набивка сальника — асбестовая мас¬
лобензостойкая. После заливки трансформатора маслом
на наружный фланец вентиля ставят заглушку и все
вентили пломбируют.
в)	Задвижки. В трансформаторах, имеющих массу
масла 20 т и более, применяют задвижки. Их устанав¬
ливают для присоединения системы охлаждения транс¬
форматоров и в трубопроводах самой системы, а также
для присоединения устройств для заливки и слива мас¬
ла из бака. Условные проходы задвижек Dy равны 100;
125; 150; 200 и 250 мм. Задвижки рассчитаны на услов¬
ное давление /^=16-105 Па (ГОСТ 8437-75).
Перед установкой задвижек на трансформатор их
подвергают испытанию на герметичность трансформа¬
торным маслом. Герметичность затвора проверяют дав¬
лением 1,5- ІО5 Па, а герметичность сальникового уплот¬
нения— давлением 4- ІО5 Па в течение 2 мин. Особое
внимание обращают на чистоту внутренних поверхнос¬
тей задвижек, и перед установкой задвижек эти поверх¬
ности тщательно очищают.
г)	Пробки. Трансформаторы согласно ГОСТ 11677-75
снабжают пробками. Пробки предназначаются для от¬
бора пробы масла, выпуска воздуха при заливке масла,
заливки масла и для «дыхания» трансформатора
(в трансформаторах небольшой мощности также для
спуска загрязненного масла из бака трансформатора и
расширителя).
Пробка для взятия пробы масла должна
быть в нижней части бака трансформатора у самого его
142

дна. Поэтому при отборе пробы масла посуду, в кото¬
рую сливают масло, нельзя ставить под пробку, масло
необходимо сливать через шланг. Стандарт предписы¬
вает пломбирование пробки.
Конструкция пробки показана на рис. 74. Отверстие
для спуска масла находится на боковой поверхности
корпуса пробки и поверну¬
то относительно ее главных
осей на угол 45°. В него за¬
прессована втулка с резьбой,
на которую навертывается
крышечка. Запорным уст¬
ройством служит конус, за-
вальцованный в пробке.
Если нужно взять пробу
масла, пробку поворачивают
(но не отворачивают до кон¬
ца), конус выходит из от¬
верстия корпуса и пропуска¬
ет струю масла. Применя¬
ются также пробки с шари¬
ковым затвором.
Принцип действия
Рис. 74. Пробка для взятия
пробы масла.
1 — дно; 2 — стенка; 3 — корпус
крана; 4 — шарик; 5 — болт спе¬
циальный; 6 — втулка с резьбой
(штуцер).
такого затвора та-
кой же, только вместо конуса применен шарик.
Пробка для выпуска воздуха (рис. 75)
устанавливается на выхлопных трубах, люках, радиато¬
рах и в других устройствах, где не допускается наличие
воздуха. Ее открывают во время заливки трансформа¬
Рис. 75. Пробка для выпу¬
ска воздуха.
торов маслом.
Пробка для заливки масла и «дыхания»
(рис. 76) устанавливается в трансформаторах негерме-
тизированного исполнения, на
крышках трансформаторов без
расширителей и на расширите¬
лях трансформаторов мощно¬
стью до 1600 кВ - А.
Пробкгі для спуска
загрязненного' %масла
(рис. 77) устанавливается в
дне трансформатора ц^асши-
рителя. При ^толщине дна до
12 мм включительно в Іотвер-
стие дна вваривается штуцер, в который ввернута проб¬
ка. При толщине дна 16 мм и более пробка ввертывает¬
ся в отверстие дна, в котором нарезана резьба.
143

Обычно такой пробкой оперируют в том случае, ког¬
да из трансформатора через вентиль или задвижку спу¬
щено масло. Однако в связи с тем, что вентиль или за¬
движка отстоят от дна
Рис. 76. Пробка для заливки масла
и «дыхания».
бака на расстоянии 85—
240 мм (в зависимости от
размера вентиля или за¬
движки), часть масла,
находящаяся в пределах
от дна бака до нижней
точки патрубка вентиля
(задвижки), остается в
Рис. 77. Пробка для спуска за¬
грязненного масла из дна транс¬
форматора.
а — толщина дна до 12 мм; б — то же
16 мм и более.
баке. Для спуска этого
масла и открывают про¬
бку в дне бака. Обычно
эта часть масла является
до некоторой степени за¬
грязненной, так как твер¬
дые частицы, случайно
попавшие в масло, и вла¬
га постепенно опускаются
вниз к дну бака. Эта же
пробка служит для до¬
ливки масла в расшири¬
тель до отметки масло¬
указателя, соответствую¬
щей температуре масла внутри бака. Для этой цели
пробка устанавливается наверху расширителя.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Голунов А. М., Сещенко Н. С. Охлаждающие устройства
масляных трансформаторов. М., «Энергия», 1976. 216 с.
2.	Лизунов С. Д. Сушка и дегазация изоляции трансформато¬
ров высокого напряжения. М., «Энергия», 1971. 128 с.
3.	Сапожников А. В. Конструирование трансформаторов. М.—Л.,
Госэнергоиздат, 1959. 360 с.
4.	Трансформаторы. Переводы и рефераты докладов междуна¬
родной конференции по большим электрическим системам (CIGRE),
1964 и 1966 гг. Под ред. С. И. Рабиновича. М., «Энергия», 1968.
264 с.
5.	Термоэлектрический осушитель для защиты изоляции транс¬
форматоров и реакторов от увлажнения. М., «Информэлектро», 1969.
12 с. Авт.: А. К- Ашрятов, А. П. Бурман, М. Р. Зарецкий, В. В. По-
рудоминский, С. Д. Лизунов, А. П. Садиков, А. Г. Щербина.
6.	Бранзбург Е. 3., Сохранский С. Т. Монтаж муфт на кабелях
с бумажной и пластмассовой изоляцией напряжением до 35 кВ. М.,
«Энергия», 1971. 270 с.
7.	Правила технической эксплуатации электроустановок потре¬
бителей и правила техники безопасности при эксплуатации электро
установок потребителей. М., «Атомиздат», 1975. 352 с.
8.	Сапожников А. В. Уровни изоляции электрооборудования вы¬
сокого напряжения. М., «Энергия», 296 с.

45 к.