Трансформаторные подстанции высочайшего качества

с нами приходит энергия

Трансформаторы ТМГ11 и ТМГСУ11

Настоящее руководство по эксплуатации является документом, содержащим сведения о конструкции, характеристиках и указания для правильной и безопасной эксплуатации, технического обслуживания, транспортирования и хранения трансформаторов.
В дополнение к настоящему руководству следует пользоваться эксплуатационными документами на комплектующую аппаратуру.
В связи с постоянным совершенствованием конструкции и технологии изготовления изделий в настоящем руководстве по эксплуатации могут иметь место отдельные расхождения между описанием и изделием, не влияющие на работоспособность, технические характеристики и установочные размеры изделия.

 

1 ОПИСАНИЕ И РАБОТА

1.1 Назначение изделий
1.1.1 Трансформаторы ТМГ11, ТМГСУ11 силовые трехфазные понижающие с естественным масляным охлаждением, с переключением ответвлений обмоток без возбуждения, в герметичном исполнении (в дальнейшем именуемые «трансформаторы»), включаемые в сеть переменного тока частотой 50 Гц, предназначены для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии.
1.1.2 Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом при:
— невзрывоопасной, не содержащей токопроводящей пыли окружающей среде;
— высоте установки над уровнем моря не более 1000 м.
Трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибрации, ударов, в химически активной среде.
Режим работы — длительный. Температура окружающего воздуха для трансформаторов, предназначенных для работы в условиях умеренного климата (исполнения У) — от минус 45 до плюс 40 °С, для работы в условиях холодного климата (исполнение ХЛ) — от минус 60 до плюс 40 °С.
Категория размещения трансформаторов — 1 по ГОСТ 15150-69.
Трансформаторы допускают эксплуатацию в условиях категорий размещения 2, 3, 4 по ГОСТ 15150-69.
1.1.3 Условное обозначение типа трансформаторов:
ТМГ11 — трехфазный с естественным масляным охлаждением, двух-обмоточный, переключаемый без возбуждения, герметичный в гофрированном баке с полным заполнением маслом, серии 1, модификации 1; после этого указывается номинальная мощность трансформатора в кВА, наибольший класс напряжения стороны ВН в кВ, климатическое исполнение и категория размещения;
ТМГСУ11 — трехфазный с естественным масляным охлаждением, двух-обмоточный, переключаемый без возбуждения, герметичный в гофрированном баке с полным заполнением маслом, с симметрирующим устройством, серии 1, модификации 1; после буквенного обозначения цифрами указываются номинальная мощность трансформатора в кВА, наибольший класс напряжения стороны ВН в кВ, климатическое исполнение и категория размещения.
1.1.4 Применяемые в руководстве сокращения:
— ВН — высшее напряжение трансформатора;
— НН — низшее напряжение трансформатора.
1.2 Технические характеристики
1.2.1 Значения номинальной мощности, номинальных напряжений на всех ответвлениях, номинальных токов, напряжения короткого замыкания, тока холостого хода, потерь холостого хода и короткого замыкания, а также схема и группа соединения обмоток, другие технические данные указаны в паспорте трансформатора. Первый знак в обозначении схемы и группы соединения обмоток относится к обмотке ВН.
1.2.2 Общий вид трансформатора и его составных частей, габаритные, установочные и присоединительные размеры, характеристики масс трансформатора и его составных частей в соответствии с рисунками 1-10 и таблицами 1-3.
1.2.3 Регулирование напряжения осуществляется переключением без возбуждения (ПБВ).
Для регулирования напряжения трансформатор снабжен переключателем ответвлений обмоток ВН, позволяющим регулировать напряжение в пределах до ±5 % ступенями по 2,5 % . Тип переключателя в соответствии с таблицей 4.
1.3 Состав изделий
1.3.1 По заказу потребителя трансформаторы могут поставляться:
— с пробивным предохранителем и термометром жидкостным;
— с мановакуумметром для эксплуатации в условиях категории размещения 3,4 по ГОСТ 15150-69;
— с манометрическим термометром для эксплуатации в условиях категорий размещения 2,3,4 по ГОСТ 15150-69 (для трансформаторов мощностью 630 кВА и выше).
В случае заказа потребителем мановакуумметра и/или манометрического термометра трансформатор дополнительно комплектуется коробкой зажимов.
1.4 Устройство и работа трансформатора
1.4.1 Трансформатор имеет герметичную конструкцию, т.е. внутренний объем трансформатора не имеет сообщения с окружающей средой. Трансформатор полностью (до крышки) заполнен трансформаторным маслом, а температурные изменения объема масла, происходящие в процессе эксплуатации, компенсируются за счет изменения объема гофров стенок бака.
1.4.2 Для удаления из изоляции активной части воздушных включений трансформатор на предприятии-изготовителе заполняется трансформаторным маслом под вакуумом. Температура заливаемого трансформаторного масла (40±20) °С.
1.4.3 Трансформатор состоит из активной части, бака, крышки с вводами ВН и НН и выведенным на крышку приводом переключателя.
1.4.4 Активная часть трансформаторов мощностью 100-630 кВА жестко соединена с крышкой бака, трансформаторов 1000,1250,1600 кВА — с баком.
1.4.5 Активная часть состоит из магнитопровода с обмотками, нижних и верхних ярмовых балок, отводов ВН и НН, переключателя ответвлений обмоток.

p055_1_00

Рисунок 1 - Общий вид трансформаторов мощностью 100-250 кВА без мановакуумметра

1- пробка сливная; 2 - зажим заземления; 3 - бак; 4 - табличка; 5 - серьга для подъема трансформатора; 6 - гильза для термометра; 7 - масло-указатель; 8 - патрубок для заливки масла; 9 - ввод ВН; 10 - ввод НН; 11 - пробивной предохранитель (устанавливается по заказу потребителя); 12 - ролик транспортный для трансформаторов мощностью 160 кВА (устанавливается по заказу потребителя) и 250 кВА; 13 - переключатель.

p055_1_01

Рисунок 2 - Общий вид трансформаторов мощностью 100-250 кВ-А с мановакуумметром

1 - пробка сливная; 2 - зажим заземления; 3 - бак; 4 - табличка; 5 - серьга для подъема трансформатора; 6 - гильза для термометра; 7 - маслоуказатель; 8 - патрубок для заливки масла; 9 - ввод ВН; 10 - ввод НН; 11 - пробивной предохранитель (устанавливается по заказу потребителя); 12 - ролик транспортный для трансформаторов мощностью 160 кВ-А (устанавливается по заказу потребителя) и 250 кВА; 13 - мановакуумметр (устанавливается по заказу потребителя); 14 - коробка зажимов (устанавливается при заказе мановакуумметра; 15 - переключатель.

p055_1_02

Рисунок 3 - Общий вид трансформаторов мощностью 400- 1600 кВА без приборов

1 - ролик транспортный; 2 - пробка для удаления остатков масла (только в трансформаторе мощностью 1600 кВ-А); 3 - пробка сливная; 4 - зажим заземления; 5 - бак; 6 - серьга для подъема трансформатора; 7 - серьга для подъема крышки трансформаторов мощностью 1000,1250,1600 кВА и крышки с активной частью трансформаторов мощностью 400 - 630 кВ-А; 8 - ввод ВН; 9 - ввод НН (в трансформаторах мощностью 400 кВА напряжением НН 0,38 и 0,4 кВ без контактных зажимов); 10 - пробивной предохранитель (устанавливается по заказу потребителя); 11 - патрубок для заливки масла; 12 - маслоуказатель; 13 - табличка; 14 - переключатель; 15 - гильза для термометра.

p055_1_03

Рисунок 4 - Общий вид трансформаторов мощностью 400 - 1600 кВ-А с приборами

1 - ролик транспортный; 2 - пробка для удаления остатков масла (только в трансформаторе мощностью 1600 кВА); 3 - пробка сливная; 4 - зажим заземления; 5 - бак; 6 - серьга для подъема трансформатора; 7 - серьга для подъема крышки трансформаторов мощностью 1000 - 1600 кВА и крышки с активной частью трансформаторов мощностью 400 - 630 кВА; 8 - ввод ВН; 9 - ввод НН (в трансформаторах мощностью 400 кВА напряжением НН 0,38 и 0,4 кВ без контактных зажимов); 10 - пробивной предохранитель (устанавливается по заказу потребителя); 11 - патрубок для заливки масла; 12 - масло-указатель; 13 - табличка; 14 - переключатель; 15 - коробка зажимов (устанавливается при заказе мановакуумметра и/или манометрического термометра); 16 - гильза для термометра; 17 - манометрический термометр (устанавливается по заказу потребителя в трансформаторах мощностью 630 - 1600 кВА); 18 - мановакуумметр (устанавливается по заказу потребителя).

p055_1_04

Рисунок 5 - Ввод ВН

p055_1_07

Рисунок 8 - Ввод НН на номинальный ток 1600 А

p055_1_05

Рисунок 6 - Ввод НН на номинальные токи до 630 А

p055_1_08

Рисунок 9 - Ввод НН на номинальный ток 2500 А

p055_1_06

Рисунок 7 - Ввод НН на номинальный ток 1000А

p055_1_09

Рисунок 10 - Маслоуказатель

1 - шайба; 2 - винт; 3 - красный сигнальный шток; 4 - прозрачный колпак; 5 - прозрачный защитный колпак; 6 - кольцо уплотнительное; 7 - крышка трансформатора; 8 - поплавок.

Таблица 1 - Габаритные, установочные и присоединительные размеры, мм
Тип трансформатораLВHH1AA1A2A3A4bb1
ТМГ11- 100/10-У1(ХЛ1)935 max730 max1060*max770 max450 ±5450 ±5185 ± 10100 ± 15210 ± 1575 ± 10100 ±5
ТМГ11- 100/15-У1(ХЛ1)1140 max270 ± 1085 ± 10
ТМП1- 160/10-У1(ХЛ1)1020 max755 max1185*max910 max550 ±5550 ±5185 ± 10100 ± 15100 ± 15110 ± 10120 ±5
ТМГ11- 160/15-У1(ХЛ1)1245 max270 ± 10
ТМГ11-250/10-У1(ХЛ1)1140 max820 max1270*max970 max550 ±5550 ±5200 ± 10150 ± 15150 ± 15140 ± 10120 ±5
ТМГ11-250/15-У1(ХЛ1)1330 max270 ± 10
ТМГ11-400/10-У1(ХЛ1)1350 max855 max1415*max1135 max660 ±5660 ±5265 ± 10150 ± 15150 ± 15140 ± 10105 ±5
ТМГ11-400/15-У1(ХЛ1)1475 max
ТМГ11-630/10-У1(ХЛ1)1545 max1000 max1540 max1230 max820 ±5820 ±5230 ± 10135 ± 15135 ± 15170 ± 10170 ± 5
ТМГ11-1000/10-У1(ХЛ1)1720 max1135 max1860 max1470 max820 ±5820 ±5230 ± 10135 ± 15135 ± 15160 ± 10150 ± 5
ТМГ11-1250/10-У1(ХЛ1)1825 max1130 max2020 max1610 max820 ±5820 ±5230 ± 10160 ± 15160 ± 15190 ± 1095 ±5
ТМГ11-1600/10-У1(ХЛ1)2060 max1260 max2170 max1775 max820 ±5820 ±5230 ± 10160 ± 15160 ± 15195 ± 10180 ± 5
ТМГСУ11-100/10-У1960 max710 max1100 max770 max450 ±5450 ±5185 ± 10100 ± 10210 ± 1075 ± 10100 ±5
ТМГСУ11-160/10-У11060 max725 max1200 max920 max550 ±5550 ±5185 ± 10100 ± 10100 ± 10110 ± 10120 ±5
ТМГСУ11-250/10-У11170 max840 max1270 max970 max550 ±5550 ±5200 ± 10150 ± 15150 ± 15140 ± 10120 ±5

Примечания
1 При установке роликов транспортных в трансформаторах мощностью 160 кВА (по заказу потребителя) и 250 кВА размеры Н, H1 увеличиваются на 94 мм.
2 * В трансформаторах с мановакуумметром для трансформаторов мощностью 100, 160, 250 кВА размер увеличивается на 70 мм, для трансформатора мощностью 400 кВА размер равен 1445 max.

Таблица 2 - Характеристики масс трансформаторов
Тип
трансформатора
Масса, кг
активной частимаслаполная
ТМГ11 - 100/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 100/15-У1(ХЛ1)
300 (с крышкой)120490
ТМГСУ11 - 100/10-У1310 (с крышкой)125500
ТМГ11 - 160/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 160/15-У1(ХЛ1)
415 (с крышкой)175670
ТМГСУ11 - 160/10-У1421 (с крышкой)167660
ТМГ11 - 250/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 250/15-У1(ХЛ1)
540 (с крышкой)225920
ТМГСУ11 - 250/10-У1560 (с крышкой)225920
ТМГ11 - 400/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 400/15-У1(ХЛ1)
770 (с крышкой)3051255
ТМГ11 - 630/10-У1(ХЛ1)1177 (с крышкой)4391860
ТМГ11 - 1000/10-У1(ХЛ1)15207252750
ТМГ11 - 1600/10-У1(ХЛ1)18068753250
ТМГ11 - 1250/10-У1(ХЛ1)220211704250

Примечания
1 Предельное отклонение полной массы трансформатора +10 %. Значения этой характеристики снизу не ограничено.
2 Для массы активной части и массы масла указаны ориентировочные значения.

Таблица 3 - Присоединительные размеры вводов НН
Тип
трансформатора
Напряжение НН, кВСхема и группа соединения обмотокРисунокdh
ТМГ11 - 100/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 100/15-У1(ХЛ1)
0,23У/Ун - 0
Д/Ун -11
У/Zн - 11
6М1292±5
0,4
ТМГ11 - 100/10-У1(ХЛ1)0,38Ун/Д - 11
ТМГСУ11 - 100/10-У10,4У/Ун - 06М1292±5
ТМГ11 - 160/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 160/15-У1(ХЛ1)
0,23У/Ун - 0
Д/Ун -11
У/Zн - 11
6М16111±5
0,4М1292±5
ТМГСУ11 - 160/10-У10,4У/Ун - 06М1292±5
ТМГ11 - 250/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 250/15-У1(ХЛ1)
0,23Ун/Д - 116М20114±5
0,4У/Ун - 0
Д/Ун -11
У/Zн - 11
М16111±5
ТМГСУ11 - 250/10-У10,4У/Ун - 06М16111±5
ТМГ11 - 400/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 - 400/15-У1(ХЛ1)
0,4У/Ун - 0
Д/Ун -11
6М20114±5
ТМГ11 - 400/10-У10,38; 0,4Ун/Д - 11
ТМГ11 - 400/10-У1(ХЛ1)0,23Ун/Д - 117М27-
ТМГ11 - 630/10-У1(ХЛ1)0,4У/Ун - 0
Д/Ун -11
7М27-
ТМГ11 - 1000/10-У1(ХЛ1)0,4У/Ун - 0
Д/Ун -11
8М33-
ТМГ11 - 1250/10-У1(ХЛ1)0,4У/Ун - 0
Д/Ун -11
9М48-
ТМГ11 - 1600/10-У1(ХЛ1)0,4У/Ун - 0
Д/Ун -11
9М48-
Таблица 4 - Тип переключателя
Мощность трансформатора, кВАСхема соединения обмоток ВННапряжение ВН, кВТип переключателя при диапазоне регулирования ±5 %
100Ун8,05ПТРЛ-У-10/40-5-91У ХЛ1
2506; 10
100-250У6; 6,3; 10; 15
100, 160Д6;10ПТРЛ-10/40-6-91УХЛ1
2506; 6,3; 10; 15
400У6; 6,3ПТРЛ-У-10/40-5-91У ХЛ1
Ун6; 8,15
У; Ун10; 15ПТРЛ-У-10/25-5-91УХЛ1
Д6; 6,3; 10; 15ПТРЛ-10/25-6-91УХЛ1
630У6; 6,3ПТРЛ-10/125-6-96-У1
10; 10,5ПТРЛ-У-10/40-5-97УХЛ1
Д6; 6,3ПТРЛ-10/40-6-97УХЛ1
10ПТРЛ-10/25-6-97УХЛ1
1000У; Д6; 6,3; 10ПТРЛ-10/125-6-96У1
1250У; Д6; 6,3; 10ПТРЛ-10/125-6-96У1
1600Д6; 10ПТРЛ-10/125-6-96У1

1.4.6 Магнитопровод трансформатора стержневого типа, собран из пластин холоднокатаной электротехнической стали.
1.4.7 Обмотки многослойные цилиндрические.
1.4.8 Отводы ВН выполнены из провода, отводы НН — из шины.
1.4.9 Вверху активной части размещен переключатель ответвлений обмоток ВН. В трансформаторах мощностью 100-400 кВА переключатель жестко
закреплен на крышке бака, в трансформаторах мощностью 630 — 1600 кВА — на активной части.
1.4.10 Переключатель предназначен для регулирования напряжения без возбуждения (ПБВ) путем соединения соответствующих ответвлений обмоток ВН.
Конструктивно переключатель представляет собой две рейки, на одной из которых закреплены неподвижные, а на другой — подвижные контакты. К неподвижным контактам присоединены регулировочные отводы обмоток ВН в соответствии с рисунками 11-14.
При вращении рукоятки привода переключателя передвигается рейка с подвижными контактами, которые замыкают соответствующие неподвижные контакты с присоединенными к ним регулировочными отводами обмоток трансформатора.
Фиксация положения переключателя осуществляется специальным фиксирующим устройством, расположенным в приводе внутри бака трансформатора, а также винтом фиксации с контргайкой, расположенными в рукоятке привода.
Схема подсоединения обмотки симметрирующего устройства в трансформаторах ТМГСУ11 в соответствии с рисунком 15.
1.4.11 Бак трансформатора сварной, овальной (в плане) формы, состоит из верхней рамы, гофрированной стенки, обечайки, дна с приваренными к нему опорными швеллерами.
Верхняя рама выполнена из уголка, гофрированная стенка — из рулонной стали. В нижней части бака имеются узел заземления и сливная пробка. В дне бака трансформатора мощностью 1600 кВ-А имеется пробка для удаления остатков масла в случае необходимости по каким-либо причинам его замены. В трансформаторах мощностью 100-250 кВА в верхней части баков имеются скобы для крепления трансформаторов при транспортировании, в трансформаторах мощностью 400-1600 кВА — серьги для подъема собранных и заполненных маслом трансформаторов и крепления их при транспортировании.

В приваренных ко дну бака швеллерах имеются отверстия для крепления трансформатора на месте его установки. На этих же швеллерах в трансформаторах мощностью 160-1600 кВА установлены переставные транспортные ролики, позволяющие осуществлять продольное или поперечное перемещение трансформатора. Причем в трансформаторах мощностью 160 кВА транспортные ролики устанавливаются при их заказе потребителем.
На баке закреплена табличка с техническими характеристиками трансформатора.

p055_1_10

Рисунок 11

Схема подсоединения ответвлений обмоток ВН к переключателю в трансформаторах мощностью 100 кВА и 630 кВА с напряжением ВН 10; 10,5 кВ при схеме соединения обмоток - "ЗВЕЗДА"

p055_1_12

Рисунок 13

Схема подсоединения ответвлений обмоток ВН к переключателю в трансформаторах при схеме соединения обмоток -"ЗВЕЗДА С НУЛЕМ"

p055_1_14

Рисунок 15

Схема подсоединения обмотки симметрирующего устройства (СУ) к обмоткам НН

p055_1_11

Рисунок 12

Схема подсоединения ответвлений обмоток ВН к переключателю в трансформаторах мощностью 630 кВА напряжением ВН 6; 6,3 кВ и в трансформаторах мощностью 1000-1600 кВА при схеме соединения обмоток - "ЗВЕЗДА"

p055_1_13

Рисунок 14

Схема подсоединения ответвлений обмоток ВН к переключателю в трансформаторах при схеме соединения обмоток -"ТРЕУГОЛЬНИК"

1.4.12 На крышке трансформатора смонтированы:
— вводы ВН и НН;
— привод переключателя;
— гильза для установки термометра;
— маслоуказатель поплавкового типа;
— патрубок для заливки трансформатора маслом;
— пробивной предохранитель (в случае заказа потребителем);
— серьги для подъема собранных и заполненных маслом трансформаторов мощностью 100-250 кВА;
— серьги для подъема активной части с крышкой трансформаторов мощностью 400,630 кВА;
— серьги для подъема крышки трансформаторов мощностью 1000 -1600 кВА.
1.4.13 Конструкция вводов ВН и НН обеспечивает присоединение со стороны потребителя медных или медно-алюминиевых пластин (шин) без средств стабилизации контактного давления согласно ГОСТ 10434-82.

1.4.14 Пробивной предохранитель, поставляемый по заказу потребителя, предназначен для защиты сети низшего напряжения от попадания повышенного потенциала.
1.4.15 Для обеспечения уплотнений разъемных частей трансформатора применена маслостойкая резина.
1.4.16 Трансформатор заполнен трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не менее 40 кВ.
1.5 Контрольно-измерительные приборы
1.5.1 Для контроля уровня масла на крышке трансформатора установлен маслоуказатель поплавкового типа в соответствии с рисунком 10.
1.5.2 Для измерения температуры верхних слоев масла в баке на крышке трансформатора предусмотрена гильза для установки жидкостного термометра. Термометр поставляется по требованию заказчика.
1.5.3 По требованию заказчика трансформаторы, предназначенные для работы в помещении, комплектуются мановакуумметром для контроля внутреннего давления в баке и сигнализации о превышении допустимых величин давления в баке. Контакты мановакуумметра проводами соединяются с коробкой зажимов.
1.5.4 По требованию заказчика трансформаторы мощностью 630 — 1600 кВА, предназначенные для эксплуатации в условиях категорий размещения 2.3.4 по ГОСТ 15150-69, комплектуются манометрическим термометром для измерения температуры верхних слоев масла в баке и управления внешними электрическими цепями. Контакты манометрического термометра проводами соединяются с коробкой зажимов.
1.6 Маркировка и пломбирование
1.6.1 Маркировка
1.6.1.1 Трансформаторы снабжаются табличкой с техническими характеристиками трансформатора.
1.6.1.2 Обозначение фаз расположено на крышке у вводов НН и ВН.
1.6.1.3 Место заземления обозначено знаком заземления по ГОСТ 21130 — 75.
1.6.1.4 На крышке трансформаторов мощностью 400-1600 кВА рядом с серьгой для подъема трансформатора, приваренной к баку, обозначено место строповки.
1.6.2 Пломбирование
1.6.2.1 Пломбирование бака трансформатора осуществляется путем установки пломбы на болтах, крепящих крышку с рамой бака.
1.6.2.2 Пломбируется заливочный патрубок, маслоуказатель и пробка слива масла.
1.6.2.3 В трансформаторах мощностью 400-1600 кВА пломбируются серьги, расположенные на крышке, во избежание подъема за них трансформатора.
1.6.2.4 При нарушении целостности пломб предприятие-изготовитель снимает установленные гарантии.
1.7 Упаковка
На время транспортирования:

  • контактные зажимы вводов НН трансформаторов мощностью 630 — 1600 кВА упаковываются в деревянный ящик;
  • мановакуумметр, манометрический термометр, коробка зажимов (в случае заказа потребителем) упаковываются в деревянный ящик;
  • транспортные ролики крепятся к опорным швеллерам, расположенным на дне бака;
  • эксплуатационная документация укладывается в полиэтиленовый мешочек и крепится к вводам.

2 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИЗДЕЛИИ

2.1 Подготовка изделий к использованию
2.1.1 Меры безопасности
2.1.1.1 Трансформаторы относятся к электрическим установкам, поэтому при вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации трансформатора необходимо соблюдать все нормы, правила и требования всех действующих документов по технике безопасности и пожарной безопасности электроустановок.
2.1.1.2 Трансформатор и его активную часть необходимо поднимать только за специально предназначенные для этой цели детали:
— трансформаторы в сборе мощностью 100-250 кВА и активную часть с крышкой этих трансформаторов — за серый, расположенные на крышке;
— трансформаторы в сборе мощностью 400-1600 кВА — за серьги, расположенные на баке;
— активную часть с крышкой трансформаторов мощностью 400-630 кВА — за серьги, расположенные на крышке;
— активную часть без крышки — за серьги, расположенные на верхних ярмовых балках.
2.1.1.3 Категорически запрещается:
— поднимать трансформаторы мощностью 100-250 кВА за скобы, приваренные к баку, служащие для крепления изделий при транспортировании;
— поднимать трансформаторы мощностью 400-1600 кВА за серьги, приваренные к крышке;
— производить работы и переключения на трансформаторе, включенном в сеть хотя бы с одной стороны;
— пользоваться переключателем без ознакомления с настоящим руководством по эксплуатации;
— оставлять переключатель в промежуточном положении и без фиксации его рукоятки;
— эксплуатировать трансформатор с поврежденными изоляторами (трещинами, сколами);
— эксплуатировать трансформатор без масла или с пониженным его уровнем;
— включать трансформатор без заземления бака.
2.1.1.4 ВНИМАНИЕ! Температура масла в трансформаторе при его транспортировании, хранении и эксплуатации, как правило, не соответствует температуре масла при его заливке в трансформатор предприятием-изготовителем, вследствие этого внутреннее давление в трансформаторе, как правило, отличается от атмосферного давления. Поэтому для сохранения надежности и долговечности трансформатора, а также безопасности его обслуживания запрещается нарушение герметичности трансформатора (отворачивание пробок, открывание патрубка, крана, снятие маслоуказателя, изоляторов и любые нарушения его уплотнений).
2.1.1.5 При обслуживании трансформатора необходимо учитывать, что трансформаторное масло является горючей жидкостью, имеет высокую температуру горения и трудно поддается тушению. Поэтому все операции, и особенно связанные со сваркой, электропайкой, а также любые огневые работы, следует производить в соответствии с противопожарными правилами.
2.1.2 Подготовка трансформатора к работе
2.1.2.1 Трансформатор вводится в эксплуатацию без ревизии.
2.1.2.2 ВНИМАНИЕ! Открывать патрубок на крышке, пробку на баке, кран, снимать изоляторы, маслоуказатель, совершать другие действия, могущие привести к разгерметизации трансформатора, запрещается.
Испытание бака гидравлическим давлением не производить.
2.1.2.3 ОТБОР ПРОБЫ И ИСПЫТАНИЕ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА НЕ ПРОИЗВОДИТЬ.
2.1.2.4 Перед включением трансформатора следует выполнить следующие работы:
а) произвести внешний осмотр трансформатора, убедиться в целостности всех узлов, отсутствии сколов и трещин на изоляторах, проверить состояние маслоуплотнительных соединений и крепление пробок. При обнаружении ослабления крепления, течи масла из-под прокладок или пробок подтянуть пробки и гайки соединений.
ВНИМАНИЕ! Убедиться, что красный сигнальный шток поплавка маслоуказателя находится в цилиндрической части прозрачного колпака, т.е. не ниже уровня А в соответствии с рисунком 10. Это является подтверждением, что уровень масла в трансформаторе находится в допустимых пределах. В противном случае включение трансформатора под напряжение и его эксплуатация недопустимы. Необходимо выяснить причину снижения уровня масла и устранить ее.
Уровень масла определяется только по положению сигнального штока поплавка. Отсутствие масла в прозрачном колпаке маслоуказателя не является браковочным признаком.
Если по результатам внешнего осмотра выявлена необходимость доливки в трансформатор масла, необходимо по СОГЛАСОВАНИЮ С ПРЕДПРИЯТИЕМ-ИЗГОТОВИТЕЛЕМ, выполнить операции, предусмотренные п.3.4 настоящего руководства; после этого опломбировать патрубок пломбой потребителя, составить акт;
б) установить при необходимости транспортные ролики из транспортного положения в рабочее;
в) заземлить бак трансформатора;
г) протереть изоляторы ветошью, смоченной бензином, а затем сухой;
д) измерить сопротивление обмоток постоянному току;
е) измерить сопротивление изоляции НН-бак, ВН; ВН-бак, НН.
Измерения производить в соответствии с разделом 2.1.3 настоящего руководства;
ж) убедиться, что переключатель установлен и зафиксирован в одном из рабочих положений.
2.1.2.5 Правильность работы переключателя определяется по результатам измерения сопротивления обмоток постоянному току и по результатам проверки коэффициента трансформации на всех положениях переключателя.
2.1.2.6 В случае заказа потребителем мановакуумметра и/или манометрического термометра (для трансформаторов мощностью 630-1600 кВА) необходимо выполнить следующие работы:
а) установить коробку зажимов в рабочее положение в соответствии с рисунком 16, закрепив её на крышке трансформатора при помощи крепежа, входящего в сборку коробки зажимов;
б) установить мановакуумметр в соответствии с рисунком 17 .
Для этого предварительно снять с крана 2 , находящегося на крышке 6 , пробку, установленную на время транспортирования, затем установить мановакуумметр в рабочее положение путем заворачивания его по резьбе в свободный конец крана 2 до отказа.
Закрепить мановакуумметр на крышке бака 8 при помощи уголков 10 и крепежа, поставляемых комплектно с трансформатором. Для соединения мановакуумметра с внутренним объёмом бака повернуть пробку крана 4 (сняв предварительно пломбу) по часовой стрелке на 90° из положения 1 в положение 2. Пробку крана в положении 2 опломбировать. Одну из сигнальных стрелок мановакуумметра установить против отметки шкалы, указывающей давление 0,025Мпа (0,25 кГс/см2) (наибольшее избыточное давление внутри бака при номинальной нагрузке трансформатора);
в) установить манометрический термометр 1 в рабочее положение в соответствии с рисунком 18, закрепив его на крышке бака 4 при помощи уголков 2 и крепежа, поставляемых совместно с трансформатором.
Правую стрелку манометрического термометра установить на отметке 95 °С, левую — на отметке 90 °С;
г) подсоединить свободные концы проводов коробки зажимов к клеммным колодкам мановакуумметра и/или манометрического термометра в соответствии с рисунком 19;
д) соединить коробку зажимов трансформатора с системой защиты распредустройств низкого напряжения;
е) при монтаже и проверке мановакуумметра и/или манометрического термометра следует руководствоваться также эксплуатационными документами, прилагаемыми к этим приборам.
2.1.2.7 Произвести подсоединение к вводам ВН и НН соответственно питания и нагрузки медными или медно-алюминиевыми пластинами (шинами).
2.1.2.8 Для исключения возможности проворачивания шпилек вводов НН при подсоединении кабеля (шин) к трансформаторам мощностью 100-400 кВА необходимо удерживать нижнюю гайку на шпильке ввода гаечным ключом. Проворачивание шпильки может привести к замыканию ввода НН внутри трансформатора на бак.

p055_1_15

Рисунок 16 - Установка коробки зажимов

1 - коробка зажимов; 2 - уголок; 3 - гайка М10; 4 - шайба 10; 5 - шайба пружинная 10; 6 - шайба; 7 - крышка бака.

p055_1_17

Рисунок 18 - Установка манометрического термометра

1- манометрический термометр; 2 - уголок; 3 - зажимная гайка; 4 - крышка бака; 5 - термобаллон; 6 - корпус гильзы; 7 - шайба 16; 8 - шайба 10; 9 - шайба пружинная 10; 10 - гайка M10; 11 - перемычка; 12 - шайба пружинная 6; 13 - гайка М6; 14 - болт М6х25; 15 - шайба 6

p055_1_16

Рисунок 17 - Установка мановакуумметра

1 - мановакуумметр; 2 - кран; 3 - резиновая прокладка; 4 - пробка крана; 5 - фланец для контрольного мановакуумметра; 6 - крышка патрубка; 7 - патрубок; 8 - крышка бака: 9 - бак; 10 - уголок; 11 - болт М6х25; 12 - гайка Мб; 13 - гайка М10; 14 - шайба 6; 15 - шайба 10; 16 - шайба 16; 17 - шайба пружинная 6; 18 - шайба пружинная 10

p055_1_18

Рисунок 19 - Монтажная схема соединения коробки зажимов с контрольно-измерительными приборами

2.1.2.9 ЗАПРЕЩАЕТСЯ проводить испытания изоляции повышенным напряжением без согласования с предприятием-изготовителем.
2.1.2.10 Включать трансформатор в сеть разрешается толчком на полное номинальное напряжение.
2.1.2.11 Если отключение введенного в эксплуатацию трансформатора не было связано с проведением на нем работ или действием защит, то трансформатор может быть введен в работу без проведения испытаний и измерений параметров.
2.1.2.12 Во всем не оговоренном при подготовке трансформатора к работе и его эксплуатации руководствоваться следующими действующими документами:
— Правилами устройства электроустановок;
— Объемом и нормами испытаний электрооборудования,
а также другими действующими нормативно-техническими документами.
2.1.3 Определение характеристик изоляции
2.1.3.1 За температуру изоляции трансформатора, не подвергавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла.
2.1.3.2 Если температура трансформатора ниже 10 °С, то для измерения характеристик изоляции трансформатор должен быть нагрет.
2.1.3.3 Нагрев производить одним из следующих методов:
— размещением в отапливаемом помещении;
— нагревом электропечами закрытого типа, устанавливаемыми под дно трансформатора;
— индукционным прогревом за счет вихревых потерь в стали бака;
— прогревом обмоток токами со значениями, не превышающими номинальных значений, указанных в паспорте трансформатора.
2.1.3.4 При нагреве трансформатора температура изоляции принимается равной средней температуре обмотки ВН, определяемой по сопротивлению обмотки постоянному току. Измерение указанного сопротивления производить не ранее, чем через 60 мин после отключения нагрева током в обмотке или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.
2.1.3.5 Сопротивление изоляции измерять мегомметром 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. Перед началом каждого измерения испытуемая обмотка должна быть заземлена не менее, чем на 2 мин.
2.1.3.6 Состояние изоляции, при котором трансформатор разрешается включать в эксплуатацию, должно соответствовать действующему документу »Объем и нормы испытаний
электрооборудования»

2.1.4 Эксплуатация трансформатора
2.1.4.1 Максимально допустимые систематические нагрузки и допустимые аварийные перегрузки трансформатора в соответствий с таблицами 5, 6.
В таблицах приведены значения К
2 и h для суточного прямоугольного двухступенчатого графика нагрузки трансформатора при различных значениях К1 и q охл.
Для промежуточных значений К
1 и q охл. значение К2 следует определять линейной интерполяцией.
q охл. — температура окружающей среды, °С;
К
1 — начальная нагрузка, предшествующая нагрузке или перегрузке К2, или нагрузка после снижения К2, в долях номинальной мощности или номинального тока:

                            (1)

К2 — нагрузка или перегрузка, следующая за начальной нагрузкой К1, в долях номинальной мощности или номинального тока,

                           (2)

h — продолжительность нагрузки К2 на двухступенчатом суточном графике нагрузки, ч.
В табл. 5 обозначение (+) указывает на то, что для данного режима нагрузки расчетное значение К
2>2,0, но допускается его любое значение в интервале 1,5< К2< 2,0.
2.1.4.2 Допустимый рабочий ток вводов НН с медными токоведущими шпильками:
— М12-450А;
— М16-600А;
— М20- 850А;
— М27-1360А;
— МЗЗ- 2030 А;
— М48 — 3150 А.
2.1.4.3 Трансформатор допускает продолжительную нагрузку нейтрали обмоток НН 100 % номинального тока обмотки НН.
2.1.4.4 Трансформатор допускает продолжительную работу (при мощности не более номинальной) при превышении напряжения на любом ответвлении обмотки ВН на 10 % более номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке ВН не должно превышать наибольшее рабочее напряжение по ГОСТ 721-77.
2.1.4.5 Трансформатор допускает продолжительную нагрузку одной или двух обмоток током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, на которое включена соответствующая обмотка, если напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального напряжения соответствующего ответвления. При этом ток нагрузки не должен превышать 1,05 номинального тока обмотки, а мощность нагрузки трансформатора не должна быть более номинальной.
2.1.4.6 Трансформатор допускает в эксплуатации ударные толчки током. При этом отношение действующего значения тока к номинальному (кратность) не должна превышать:
4,0 — при числе ударных толчков тока в сутки до 3 включительно;
2,0 — при числе ударных толчков свыше 3 до 10;
1,3 — при числе ударных толчков свыше 10 до 100.
Продолжительность толчков — до 15 с.
2.1.4.7 При эксплуатации трансформатора необходимо учитывать также местные инструкции, учитывающие специфику конкретного объекта, климатической зоны, характер нагрузки потребителей и другие факторы.
2.1.4.8 ОТБОР ПРОБ И ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕ ПРОИЗВОДИТЬ!
2.1.4.9 Порядок работы с переключателем.
2.1.4.9.1 Переключение ступеней напряжения проводить при температуре не ниже минус 40 °С.
2.1.4.9.2 Перед переключением напряжения отключить трансформатор от сети со стороны как высшего, так и низшего напряжения.
Переключение возбужденного трансформатора не допускается!
2.1.4.9.3 Производить переключение в следующем порядке:
а) отвернуть контргайку винта фиксации положений, расположенного на рукоятке переключателя, на 5…8 мм;
б) вывернуть винт фиксации до выхода его из отверстия указателя положений;
в) повернуть рукоятку привода до совпадения стрелки на рукоятке с требуемым положением на указателе положений;
г) завернуть винт фиксации до упора, убедиться, что он вошел в отверстие указателя положений;
д) завернуть контргайку до упора в рукоятку.
2.1.4.9.4 Для очистки контактной системы переключателя от окиси и шлама при каждом переключении производить прокручивание переключателя до 3-5 циклов в одну и другую стороны.
2.1.4.10 После истечения срока службы, указанного в паспорте, трансформатор подвергнуть проверке и испытаниям согласно действующему документу «Объем и нормы испытаний электрооборудования «.
По результатам проверок и испытаний принять решение о пригодности трансформатора к дальнейшей эксплуатации.

Таблица 5 - Нормы максимально допустимых систематических нагрузок
h, чК2 при значениях К1 = 0,25 - 1,0
0,250,40,50,60,70,80,91
охл=-20 °С
0,5++++++++
1++++++++
2++1,991,961,931,891,851,79
41,71,691,671,661,641,621,61,57
61,561,551,541,541,531,511,51,48
81,481,481,471,471,461,451,451,43
121,411,41,41,41,41,391,391,38
241,31,31,31,31,31,31,31,3
охл=-10 °С
0,5++++++++
1+++++++1,95
21,951,921,91,871,831,791,751,69
41,621,611,61,581,561,541,521,48
61,491,481,471,461,451,441,421,4
81,411,411,41,41,391,381,371,36
121,341,341,331,331,331,321,311,31
241,231,231,231,231,231,231,231,23
охл=0 °С
0,5++++++++
1+++++1,991,911,8
21,861,831,81,771,741,691,641,56
41,541,531,511,51,481,461,431,38
61,411,41,391,381,371,361,341,31
81,341,331,331,321,311,31,291,27
121,271,261,261,261,251,251,241,22
241,161,161,161,161,161,161,161,16
охл=10 °С
0,5+++++++1,84
1+++21,941,861,761,6
21,761,731,71,671,631,581,511,4
41,461,441,431,411,391,361,321,25
61,331,321,311,31,291,271,241,2
81,261,261,251,241,231,221,21,17
121,191,191,181,181,171,161,151,13
241,081,081,081,081,081,081,081,08
охл=20 °С
0,5+++++1,981,811
1+1,971,921,871,81,711,571
21,661,631,61,561,511,451,351
41,371,351,341,321,291,251,191
61,251,241,231,211,21,171,131
81,181,171,171,161,151,131,091
121,111,11,11,091,091,081,061
2411111111
охл=30 °С
0,5++++1,921,761,27-
11,891,841,791,731,641,511,12-
21,551,521,481,441,381,291,02-
41,281,261,241,211,181,210,97-
61,161,151,131,121,091,050,95-
81,091,081,081,061,051,020,94-
121,021,021,0110,990,970,92-
240,910,910,910,910,910,910,91-
охл=40 °С
0,5++1,941,841,691,26--
11,751,71,641,561,441,08--
21,431,391,351,31,210,96--
41,171,151,131,091,040,89--
61,061,051,031,010,970,86--
810,990,980,960,930,85--
120,930,920,910,90,880,84--
240,820,820,820,820,820,82--
Таблица 6 - Нормы допустимых аварийных перегрузок
h, чК2 при значениях К1 = 0,25 - 1,0
0,250,40,50,60,70,80,91
охл = -20 °С
0,522222222
122222222
222222222
41,91,81,81,81,81,81,81,8
61,71,71,71,71,71,71,71,7
81,71,71,71,71,71,71,71,7
121,61,61,61,61,61,61,61,6
241,61,61,61,61,61,61,61,6
охл = -10 °С
0,522222222
122222222
22222221,91,9
41,81,81,81,81,81,71,71,7
61,71,71,71,61,61,61,61,6
81,61,61,61,61,61,61,61,6
121,61,61,51,51,51,51,51,5
241,51,51,51,51,51,51,51,5
охл = 0 °С
0,522222222
122222222
22221,91,91,91,91,8
41,71,71,71,71,71,71,61,6
61,61,61,61,61,61,51,51,5
81,51,51,51,51,51,51,51,5
121,51,51,51,51,51,51,51,5
241,51,51,51,51,51,51,51,5
охл = 10 °С
0,522222222
122222221,9
21,91,91,91,91,81,81,81,7
41,61,61,61,61,61,61,51,5
61,51,51,51,51,51,51,41,4
81,41,41,41,41,41,41,41,4
121,41,41,41,41,41,41,41,4
241,41,41,41,41,41,41,41,4
охл = 20 °С
0,522222222
12222221,81,8
21,81,81,81,81,71,71,71,6
41,51,51,51,51,51,41,41,4
61,41,41,41,41,41,41,41,3
81,31,31,31,31,31,31,31,3
121,31,31,31,31,31,31,31,3
241,31,31,31,31,31,31,31,3
охл = 30 °С
0,522222221,9
122221,91,91,81,7
21,81,71,71,71,61,61,51,4
41,41,41,41,41,41,31,31,3
61,31,31,31,31,31,31,31,2
81,21,21,21,21,21,21,21,2
121,21,21,21,21,21,21,21,2
241,21,21,21,21,21,21,21,2
охл = 40 °С
0,52222221,91,7
121,91,91,91,81,71,61,4
21,61,61,61,51,51,41,31,3
41,31,31,31,31,21,21,21,2
61,21,21,21,21,21,21,11,1
81,21,11,11,11,11,11,11,1
121,11,11,11,11,11,11,11,1
241,11,11,11,11,11,11,11,1

3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

3.1 На протяжении всего срока службы трансформатора проведения профилактических ремонтов, связанных с вскрытием трансформатора, заменой и сушкой трансформаторного масла, не требуется.
Отбор проб и профилактические испытания масла не производить. В остальном объем и периодичность испытаний трансформатора в эксплуатации должны соответствовать требованиям действующих правил технической эксплуатации трансформаторов.
3.2 Для своевременного обнаружения неисправностей трансформатор следует подвергать периодическому внешнему осмотру (без отключения трансформатора от сети). При осмотрах убедиться в отсутствии механических повреждений бака, изоляторов, течей масла, проверить состояние лакокрасочных покрытий.
3.3 При возникшей в процессе текущей эксплуатации необходимости доливки по каким-либо причинам в трансформатор масла руководствоваться следующим:
а) работы по доливке производить после выявления и устранения причин снижения уровня масла в трансформаторе;
б) доливку можно выполнять при условии, что в трансформаторах мощностью 630 кВА и выше уровень масла находится не ниже 200 мм, а в трансформаторах меньших мощностей не ниже 130 мм от верхней плоскости фланца заливочного патрубка.
Если уровень масла находится ниже указанных размеров, не исключено, что произошло увлажнение изоляции активной части и требуется проведение регламентных работ в условиях специализированного предприятия;
в) электрическая прочность доливаемого масла должна быть не ниже 30 кВ, температура — не ниже 10 °С. Остальные технические характеристики должны соответствовать нормативным документам на трансформаторное масло. Для доливки в пределах вышеуказанных уровней допускается применение недегазированного трансформаторного масла;
г) температура трансформатора в процессе доливки должна быть не ниже 10°С.
Примечание — Доливку маслом трансформатора, у которого не истек гарантийный срок эксплуатации, производить только по согласованию с предприятием-изготовителем.
3.4 Последовательность выполнения операций по доливке в трансформатор масла:
— открыть крышку заливочного патрубка и произвести замер уровня масла. Выполнение последующих операций производить при выполнении условия, изложенного в п.3.3 б;
— произвести доливку масла до полного заполнения заливочного патрубка;
— закрыть заливочный патрубок;
— отвернуть на 2…3 витка сливную пробку, расположенную в нижней части бака трансформатора, и слить 11… 12 л масла у трансформатора мощностью 1600 кВА, 7…8 л масла у трансформаторов мощностью 1000 и 1250 кВА, 4…5 л у трансформатора мощностью 630 кВА, 2…3 л у трансформаторов мощностью 250 и 400 кВА, 1…2 л у трансформаторов мощностью 100 и 160 кВА для снижения давления внутри бака трансформатора во время работы;
— завернуть сливную пробку.
3.5 До включения трансформатора под напряжение измерить сопротивление его изоляции. Результаты измерений должны соответствовать требованиям документа «Объем и нормы испытаний электрооборудования».
3.6 В случае необходимости (при случайных механических повреждениях, неисправностях, вызванных другими причинами) произвести осмотр трансформатора с подъемом активной части. Работы должны производиться в специально оборудованном месте персоналом, имеющим соответствующую квалификацию. Температура активной части при этом должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 5 °С и во всех случаях должна быть не ниже 10 °С.
3.7 Помещение, где производится вскрытие трансформатора, должно быть сухим и чистым, защищенным от попадания атмосферных осадков и пыли.
3.8 Последовательность разборки трансформатора.
3.8.1 Слить масло в чистый резервуар через штуцер внизу бака трансформатора, открыв сначала пробку этого штуцера, а затем, когда струя масла уменьшится, патрубок на крышке трансформатора. Штуцер внизу бака открывать осторожно, помня, что масло в трансформаторе, как правило, находится при некотором давлении или разрежении.
3.8.2 В трансформаторах мощностью 100-630 кВА выполнить следующие операции:
— отвернуть болты, крепящие крышку к баку;
— поднять активную часть с крышкой за серьги, расположенные на крышке трансформатора в соответствии с рисунком 20 и таблицей 7.
3.8.3 В трансформаторах мощностью 1000, 1250, 1600 кВ-А выполнить
следующие операции:
— отвернуть гайки со шпилек вводов НН, ВН и снять изоляторы НН;
— снять рукоятку переключателя и указатель положений;
— отвернуть болты, крепящие крышку к баку, и снять крышку трансформатора;
— отвернуть гайки и вывести из зацепления скобы, крепящие активную часть в баке;
— поднять активную часть за серьги, расположенные на ярмовых балках, в соответствии с рисунком 21 и таблицей 7.
3.9 Сборку трансформатора производить в обратном порядке.

p055_1_19

Рисунок 20

Эскиз подъема активной части с крышкой трансформаторов мощностью 100 - 630 кВА

p055_1_20

Рисунок 21

Эскиз подъема активной части трансформаторов мощностью 1000 - 1600 кВА

Таблица 7 - Размеры элементов при подъеме активной части, мм
Тип
трансформатора
HH1H2
ТМГ11 -100/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 -100/15-У1(ХЛ1)
2100 min770 max500 min
ТМГСУ11 -100/10-У12100 min770 max500 min
ТМГ11 -160/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 -160/15-У1(ХЛ1)
2500 min910 max650 min
ТМГСУ11 -160/10-У12520 min920 max650 min
ТМГ11 -250/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 -250/ 15-У1(ХЛ1)
2700 min970 max750 min
ТМГСУ11 -250/10-У12700 min970 max750 min
ТМГ11 -400/10-У1(ХЛ1)
ТМГ11 -400/15-У1(ХЛ1)
2850 min1135 max935 min
ТМГ11 -630/10-У1(ХЛ13300 min1230 max1085 min
ТМГ11 -1000/10-У1(ХЛ1)4320 min1470 max1110 min
ТМГ11 -1250/10-У1(ХЛ1)4230 min1610 max800 min
ТМГ11 -1600/10-У1(ХЛ1)4550 min1775 max885 min

3.10 Заполнение трансформатора маслом.
3.10.1 Заполнить трансформатор маслом с электрической прочностью не менее 30 кВ до полного заполнения заливочного патрубка. Заполнение маслом выполнить по возможности в один прием. Температура заливаемого масла должна быть не ниже 10 °С, а температура активной части трансформатора -выше температуры масла.
3.10.2 Оставить трансформатор для выхода из активной части остатков воздуха на срок не менее двух суток.
3.10.3 После отстоя трансформатора при необходимости долить масло до полного заполнения заливочного патрубка. Закрыть патрубок крышкой, проверив предварительно целостность и состояние уплотнительной прокладки. Температура масла в трансформаторе во время закрывания патрубка должна быть в пределах (40±20) °С.
3.11 Объем испытаний и нормы контролируемых параметров трансформатора перед включением в работу после его вскрытия должны соответствовать требованиям действующего документа «Объем и нормы испытаний электрооборудования «.

4 ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ

4.1 Трансформатор отправляется предприятием-изготовителем полностью собранным и заполненным трансформаторным маслом.
4.2 Транспортирование трансформатора может осуществляться любым видом транспорта, кроме морского. Крепление трансформатора на транспортных средствах и транспортирование осуществляются в соответствии с правилами, действующими на транспорте соответствующего вида с учетом обеспечения сохранности трансформатора и его узлов.
4.3 Погрузочно-разгрузочные операции необходимо выполнять соответствующим оборудованием с соблюдением действующих правил техники безопасности и мер, обеспечивающих сохранность трансформатора и его узлов.

4.4 Подъем трансформаторов мощностью 100-250 кВА следует производить только за серьги, расположенные на крышке, трансформаторов 400-1600 кВА только за серьги, расположенные баке. Стропы при этом должны быть такой длины, чтобы угол отклонения строп от вертикали не превышал 30°.
4.5 Поднимать трансформаторы мощностью 100-250 кВА за скобы, приваренные к баку, служащие для крепления при транспортировании, трансформаторы мощностью 400 — 1600 кВА за серьги, приваренные к крышке, КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ!
4.6 ВНИМАНИЕ! Необходимо оберегать от механических воздействий гофростенку бака, так как она изготовлена из тонколистовой стали.
ЗАПРЕЩАЮТСЯ механические воздействия на проволоку, приваренную к гофрам по периметру бака трансформатора, во избежание повреждения гофростенки в местах сварки.
При механическом повреждении гофростенки предприятие-изготовитель имеет право снять установленные гарантии.
4.7 При длительном (более двух лет) хранении трансформатора необходимо периодически производить его наружный осмотр.
В случае просачивания масла из под маслоуплотнительных соединений подтянуть гайки.
4.8 Отбор проб и испытания масла в процессе хранения трансформатора не производить.
4.9 Условия хранения трансформатора — 8 по ГОСТ 15150-69 (на открытых площадках при температуре от минус 60 до плюс 50 °С) на срок сохраняемости до одного года; при условии хранения 5 по ГОСТ 15150-69 (под навесом или в помещениях при температуре от минус 60 до плюс 50 °С ) — срок сохраняемости до двух лет при ежегодном внешнем осмотре трансформатора потребителем.