ГОСТ 7746-2015. Межгосударственный стандарт. Трансформаторы тока. Общие технические условия
6. Технические требования
6.1 Трансформаторы следует изготавливать в соответствии с требованиями настоящего стандарта и документации на трансформаторы конкретных типов по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.
Перечень дополнительных справочных данных для трансформаторов, которые по требованию заказчика следует приводить в информационных материалах, указан в приложении А.
6.2 Общие требования
6.2.1 Трансформаторы следует изготавливать в климатических исполнениях по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1. Категории размещения - по ГОСТ 15150.
Для трансформаторов категории размещения 4 по ГОСТ 15150 климатическое исполнение и категория - УХЛ4 или 04.
Требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам - по ГОСТ 15543.1.
6.2.2 Трансформаторы должны быть предназначены для работы на высоте до 1000 м над уровнем моря, за исключением трансформаторов на номинальное напряжение 750 кВ, которые должны быть предназначены для работы на высоте до 500 м. Допускается по согласованию между потребителем и изготовителем выпускать трансформаторы для работы на высоте свыше 1000 м.
6.2.3 Устойчивость трансформаторов к воздействию механических факторов внешней среды - по ГОСТ 17516.1. Группу механического исполнения по ГОСТ 17516.1 устанавливают в документации на трансформаторы конкретных типов.
Трансформаторы категории размещения 1 должны быть рассчитаны на суммарную механическую нагрузку от ветра скоростью 40 м/с без гололеда, на суммарную механическую нагрузку от ветра скоростью 15 м/с с гололедом, гололеда с толщиной стенки льда 20 мм и от тяжения проводов не менее:
500 Н (50 кгс) - для трансформаторов на номинальное напряжение до 35 кВ включительно;
1000 Н (100 кгс) - для трансформаторов на номинальное напряжение 110 - 220 кВ;
1500 Н (150 кгс) - для трансформаторов на номинальное напряжение 330 кВ и выше.
При этом значения испытательных статических нагрузок должны составлять:
1250 Н (125 кгс) - для трансформаторов на номинальное напряжение до 35 кВ включительно;
2000 Н (200 кгс) - для трансформаторов на номинальное напряжение 110 - 220 кВ;
2500 Н (250 кгс) - для трансформаторов на номинальное напряжение 330 кВ и выше.
Значения испытательных статических нагрузок учитывают возникающие экстремальные динамические нагрузки на контактных выводах трансформатора, например при токах короткого замыкания, не превышающие более чем в 1,4 раза испытательные статические нагрузки.
6.2.4 Рабочее положение трансформаторов в пространстве должно быть указано в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.3 Требования к изоляции
6.3.1 Изоляция первичной обмотки (первичной цепи) трансформаторов на номинальные напряжения от 3 до 750 кВ включительно должна соответствовать требованиям ГОСТ 1516.3.
К изоляции первичной обмотки (первичной цепи) маслонаполненных трансформаторов на номинальное напряжение 330 кВ и выше по согласованию между потребителем и изготовителем допускается предъявление требований по воздействию срезанного грозового и многократных срезанных импульсов.
Изоляция первичной обмотки (первичной цепи) трансформаторов на номинальное напряжение 0,66 кВ должна выдерживать воздействие испытательного напряжения 3 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин.
Дополнительные требования к изоляции трансформаторов категорий размещения 2 и 5, имеющих собственную первичную обмотку, определяемые конденсацией влаги (выпадением росы), и длина пути утечки внешней изоляции должны быть указаны в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.3.2 Для трансформаторов категории размещения 1 по ГОСТ 15150 длина пути утечки внешней изоляции по ГОСТ 9920 должна быть установлена в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.3.3 Междусекционная изоляция секций первичных и вторичных обмоток, предназначенных для изменения коэффициента трансформации трансформаторов, должна выдерживать в течение 1 мин воздействие испытательного напряжения 3 кВ частотой 50 Гц.
6.3.4 Изоляция вторичных обмоток трансформаторов относительно заземленных частей, а для трансформаторов с несколькими вторичными обмотками также относительно друг друга, должна выдерживать в течение 1 мин воздействие испытательного напряжения 3 кВ частотой 50 Гц.
6.3.5 Изоляция первичной обмотки трансформаторов, работающих при избыточном давлении газа, должна в течение 45 мин выдерживать воздействие напряжения, равного 
, при избыточном давлении газа, равном нулю, где Uкр - наибольшее рабочее напряжение.
6.3.6 Допускаемое максимальное значение кажущегося заряда неоднократно возникающих частичных разрядов изоляции первичной обмотки трансформаторов на номинальное напряжение 3 кВ и выше для трансформаторов, требующих проверки уровня неоднократно возникающих частичных разрядов по ГОСТ 1516.3, должно соответствовать приведенным в таблице 6.
Таблица 6
Значение кажущегося заряда частичных разрядов
Напряжение измерения характеристик частичных разрядов | Допускаемое максимальное значение кажущегося заряда неоднократно возникающих частичных разрядов, пКл, для изоляции | ||
Жидкой | Газовой | Твердой | |
| 10 | 10 | 20 |
Примечание - Газовая не распространяется на трансформаторы с воздушной изоляцией, свободно сообщающейся с наружным воздухом. | |||
Тангенс угла диэлектрических потерь конденсаторной бумажно-масляной изоляции первичной обмотки трансформаторов при температуре (25 +/- 10) °C и напряжении 
не должен превышать 0,0035, а его прирост в диапазоне напряжений от 
до не должен превышать 0,0003.
6.3.7 Междувитковая изоляция обмоток трансформатора должна выдерживать без пробоя или повреждения в течение 1 мин индуктируемое в них напряжение при протекании по первичной обмотке номинального тока, если амплитуда напряжения между выводами разомкнутой вторичной обмотки не превышает 4,5 кВ, или тока меньше номинального, при котором амплитуда напряжения между выводами разомкнутой вторичной обмотки должна быть 4,5 кВ.
6.3.8 При нормальных климатических условиях - по ГОСТ 15150 значение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов должно быть не менее:
40 МОм - для первичных обмоток трансформаторов на номинальное напряжение 0,66 кВ;
1000 МОм - для первичных обмоток трансформаторов на номинальные напряжения 3 - 35 кВ;
3000 МОм - для первичных обмоток трансформаторов на номинальные напряжения 110 - 220 кВ;
5000 МОм - для первичных обмоток трансформаторов на номинальные напряжения 330 кВ и выше;
20 МОм - для вторичных обмоток трансформаторов на номинальное напряжение 0,66 кВ;
50 МОм - для вторичных обмоток трансформаторов на номинальные напряжения 3 кВ и выше.
6.3.9 Диэлектрические показатели качества масла маслонаполненных трансформаторов должны соответствовать указанным в таблице 7.
Таблица 7
Диэлектрические показатели качества масла
Показатель качества масла | Номинальное напряжение трансформаторов, кВ | Предельно допустимое значение показателя качества масла | |
для заливки в трансформатор | после заливки в трансформатор | ||
Пробивное напряжение по ГОСТ 6581, кВ, не менее | До 15 включ. | 30 | 25 |
До 35 включ. | 35 | 30 | |
110 - 150 | 60 | 55 | |
220 - 500 | 65 | 60 | |
750 | 70 | 65 | |
Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °C по ГОСТ 6581, %, не более | До 220 включ. | 1,5 | 1,7 |
Св. 220 | 0,5 | 0,7 | |
6.4 Метрологические характеристики
6.4.1 Метрологические характеристики следует устанавливать для следующих рабочих условий применения трансформаторов:
а) номинальный диапазон частот составляет от 99% до 101% номинальной частоты для трансформаторов, предназначенных для измерения и учета, и от 96% до 102% номинальной частоты для трансформаторов, предназначенных для защиты;
б) первичный ток - в соответствии с 6.4.2 и 6.4.3;
в) значение вторичной нагрузки - в соответствии с 6.4.2 и 6.4.3;
г) температура окружающего воздуха - в соответствии с климатическим исполнением и категорией размещения, если иное не указано в документации на трансформаторы конкретных типов;
д) высота установки трансформаторов над уровнем моря - по 6.2.2.
6.4.2 Пределы допускаемых погрешностей вторичных обмоток для измерений и учета в рабочих условиях применения по 6.4.1 при установившемся режиме должны соответствовать значениям, указанным в таблице 8.
Таблица 8
Пределы допускаемых погрешностей
вторичных обмоток для измерений
Класс точности | Первичный ток, % номинального значения | Предел допускаемой погрешности | Диапазон вторичной нагрузки, % номинального значения | ||
токовой, % | угловой | ||||
' | срад | ||||
0,1 | 5 | +/- 0,4 | +/- 15 | +/- 0,45 | 25 - 100 |
20 | +/- 0,2 | +/- 8 | +/- 0,24 | ||
100 - 120 | +/- 0,1 | +/- 5 | +/- 0,15 | ||
0,2 | 5 | +/- 0,75 | +/- 30 | +/- 0,9 | |
20 | +/- 0,35 | +/- 15 | +/- 0,45 | ||
100 - 120 | +/- 0,2 | +/- 10 | +/ 0,3 | ||
0,2S | 1 | +/- 0,75 | +/- 30 | +/- 0,9 | |
5 | +/- 0,35 | +/- 15 | +/- 0,45 | ||
20 | +/- 0,2 | +/- 10 | +/- 0,3 | ||
100 | +/- 0,2 | +/- 10 | +/- 0,3 | ||
120 | +/- 0,2 | +/- 10 | +/- 0,3 | ||
0,5 | 5 | +/- 1,5 | +/- 90 | +/- 2,7 | |
20 | +/- 0,75 | +/- 45 | +/- 1,35 | ||
100 - 120 | +/- 0,5 | +/- 30 | +/- 0,9 | ||
0,5S | 1 | +/- 1,5 | +/- 90 | +/- 2,7 | 25 - 100 |
5 | +/- 0,75 | +/- 45 | +/- 1,35 | ||
20 | +/- 0,5 | +/- 30 | +/- 0,9 | ||
100 | +/- 0,5 | +/- 30 | +/- 0,9 | ||
120 | +/- 0,5 | +/- 30 | +/- 0,9 | ||
1 | 5 | +/- 3,0 | +/- 180 | +/- 5,4 | |
20 | +/- 1,5 | +/- 90 | +/- 2,7 | ||
100 - 120 | +/- 1,0 | +/- 60 | +/- 1,8 | ||
3 | 50 - 120 | +/- 3,0 | Не нормируют | 50 - 100 | |
5 | +/- 5,0 | ||||
10 | +/- 10 | ||||
Погрешности не должны выходить за пределы допускаемых областей.
Допускаемые области погрешностей для различных классов точности приведены в приложении Б.
Для трансформаторов с классом точности от 0,1 до 1,0 и номинальной нагрузкой не более 30 В·А допускается нижний предел вторичной нагрузки менее 25% номинальной, вплоть до нулевой.
В технически обоснованных случаях допускается изготовление трансформаторов с нижним пределом вторичной нагрузки более 25% номинальной.
По требованию заказчика допускается изготовление трансформаторов расширенным диапазоном первичного тока до 150% и 200% номинального первичного тока, предназначенных для длительной работы при этих токах.
Погрешности вторичных обмоток для измерений таких трансформаторов должны при токах 150% и 200% соответствовать нормам таблицы 8 для 120% номинального тока.
6.4.3 Пределы допускаемых погрешностей вторичных обмоток для защиты в рабочих условиях применения по 6.4.1 при установившемся режиме тока и номинальной вторичной нагрузке должны соответствовать указанным в таблице 9.
Таблица 9
Пределы допускаемых погрешностей
вторичных обмоток для защиты
Класс точности | Предел допускаемой погрешности | |||
при номинальном первичном токе | при токе номинальной предельной кратности | |||
токовой, % | угловой | полной, % | ||
5P | +/- 1 | +/- 60 | +/- 1,8 срад | 5 |
10P | +/- 3 | Не нормируют | 10 | |
6.4.4 По согласованию между потребителем и изготовителем в эксплуатационной документации на трансформаторы должны быть указаны зависимости погрешностей от влияющих факторов: первичного тока, вторичной нагрузки, частоты и температуры. Зависимости погрешностей от каждого влияющего фактора определяют при номинальном значении всех остальных влияющих факторов и с указанием точности определения.
6.4.5 Для трансформаторов с ответвлениями на вторичных обмотках класс точности, номинальная нагрузка, номинальная предельная кратность и номинальный коэффициент безопасности приборов должны устанавливаться для каждого ответвления и указываться в эксплуатационной документации на конкретный тип трансформатора.
6.5 Значение тока намагничивания
6.5.1 Ток намагничивания вторичных обмоток для измерения, полученный при испытаниях по 9.8 и выраженный в процентах значения, равного произведению номинального вторичного тока на номинальный коэффициент безопасности приборов, должен быть не менее 10%.
6.5.2 Ток намагничивания вторичных обмоток для защиты, полученный при испытаниях по 9.8 и выраженный в процентах значения, равного номинальному току предельной кратности, не должен превышать значений полной погрешности, указанных в таблице 9.
6.5.3 Допускаемое значение тока намагничивания и соответствующее ему расчетное значение напряжения должны быть установлены предприятием-изготовителем с учетом требований 6.5.1, 6.5.2 и указаны в эксплуатационной документации на конкретные трансформаторы.
6.5.4 Измеренные значения тока намагничивания вторичных обмоток должны быть записаны в паспорт на конкретный трансформатор.
6.6 Требования к нагреву
6.6.1 При продолжительном режиме протекания наибольших рабочих первичных токов (номинальных токов длительного режима) трансформаторы (за исключением встроенных, работающих в трансформаторном масле) на номинальные напряжения свыше 0,66 кВ должны соответствовать требованиям ГОСТ 8024, а трансформаторы на номинальное напряжение 0,66 кВ - требованиям ГОСТ 403.
Для трансформаторов, эксплуатируемых при температурах окружающего воздуха, отличающихся от указанных ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1, верхнее рабочее значение и/или эффективное значение температуры окружающего воздуха должны быть установлены в документации на трансформаторы конкретных типов.
Для встроенных трансформаторов, устанавливаемых в масляные выключатели, силовые масляные трансформаторы, автотрансформаторы или реакторы и погружаемых в масло, предельно допустимые превышения температуры над температурой масла (90 °C для масляных выключателей и 95 °C для силовых масляных трансформаторов, автотрансформаторов или реакторов) при продолжительном режиме не должны превышать:
10 °C - для обмоток;
15 °C - для магнитопроводов.
Для встроенных трансформаторов на номинальные первичные токи свыше 10000 А при температуре масла, окружающего трансформатор, ниже 90 °C для масляных выключателей и ниже 95 °C для силовых масляных трансформаторов, автотрансформаторов или реакторов допустимые превышения температуры могут быть соответственно увеличены, но не более чем на 10 °C.
Превышение температуры элементов трансформаторов над температурой окружающей среды не должно быть больше значений, указанных в таблице 10.
Таблица 10
Превышение элементами трансформаторов
температуры окружающей среды
Элемент трансформатора | Класс нагревостойкости по ГОСТ 8865 | Превышение температуры при наибольшем рабочем токе и эффективной температуре окружающего воздуха 40 °C | Метод измерения |
Масляные трансформаторы | Все классы |
| По термометру или термопаре |
- верхний слой масла | 50 | ||
- верхний слой масла для герметичного исполнения или с устройством, полностью защищающим масло от соприкосновения с окружающим воздухом | 55 | По изменению сопротивления обмоток | |
- вторичные обмотки | 60 | ||
- вторичные обмотки для герметичного исполнения | Все классы | 65 | По термометру или термопаре |
- другие металлические детали, контактирующие с маслом | 65 | ||
Трансформаторы с твердой или газовой изоляцией | Y | 45 | По изменению сопротивления обмоток постоянному току для обмоток и по термометру или термопаре для деталей |
- вторичные обмотки или металлические детали, контактирующие с изоляционными материалами | A | 60 | |
E | 75 | ||
B | 85 | ||
F | 110 | ||
H | 135 | ||
Соединение болтовое или аналогичное ему соединение без покрытия |
|
| По термометру или термопаре |
- в воздушной среде | 50 | ||
- в SF6 | 75 | ||
- в масле | 60 | ||
С покрытием из серебра или никеля |
| ||
- в воздушной среде | 75 | ||
- в SF6 | 75 | ||
- в масле | 60 | ||
С покрытием из олова |
| ||
- в воздушной среде | 65 | ||
- в SF6 | 65 | ||
- в масле | 60 | ||
Выводы из меди, алюминия и их сплавов для соединения с внешними проводниками: |
|
| По термометру или термопаре |
- без покрытия | 50 | ||
- с покрытием из серебра, никеля или олова | 65 <*> | ||
Примечание 1 - Указанные требования не распространяются на трансформаторы, размещаемые с внешней стороны пофазно экранированных токопроводов, но обязательны для вводов, находящихся внутри токопроводов. Примечание 2 - Вместо эффективной температуры окружающей среды допускается принимать верхнее значение температуры.
-------------------------------- <*> При наличии на контактной поверхности внешнего проводника серебряного покрытия допустимое превышение температуры принимают равным 80 °C. | |||
6.6.2 Для трансформаторов, эксплуатируемых при температуре окружающего воздуха выше 40 °C, допускаемые значения превышения температуры, указанные в таблице 10, должны быть уменьшены на разность между температурой окружающего воздуха при эксплуатации и 40 °C. При температуре эксплуатации ниже 40 °C допускаемые значения превышения температуры соответственно увеличиваются.
6.6.3 Классы нагревостойкости изоляции обмоток сухих трансформаторов должны быть указаны в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.6.4 Если трансформатор, предназначенный для использования на высоте свыше 1000 м, подвергался испытаниям на высоте менее 1000 м, то пределы превышения температуры, указанные в таблице 10, должны быть уменьшены в соответствии с ГОСТ 15543.1.
6.6.5 Наибольшие рабочие первичные токи трансформаторов на номинальные токи до 10000 А должны соответствовать указанным в таблице 11.
Таблица 11
Наибольшие рабочие первичные токи трансформаторов
Наименование параметра | Значение, А | ||||||||||||
Номинальный первичный ток I1ном | 1 | 5 | 10 | 15 | 20 | 30 | 40 | 50 | 75 | 80 | 100 | 150 | 200 |
Наибольший рабочий первичный ток I1нр | 1 | 5 | 10 | 16 | 20 | 32 | 40 | 50 | 80 | 80 | 100 | 160 | 200 |
Продолжение таблицы 11
Наименование параметра | Значение, А | ||||||||
Номинальный первичный ток I1ном | 300 | 400 | 500 | 600 | 750 | 800 | 1000 | 1200 | 1500 |
Наибольший рабочий первичный ток I1нр | 320 | 400 | 500 | 630 | 800 | 800 | 1000 | 1250 | 1600 |
Окончание таблицы 11
Наименование параметра | Значение, А | |||||||
Номинальный первичный ток I1ном | 1600 | 2000 | 3000 | 4000 | 5000 | 6000 | 8000 | 10000 |
Наибольший рабочий первичный ток I1нр | 1600 | 2000 | 3200 | 4000 | 5000 | 6300 | 8000 | 10000 |
Для трансформаторов с номинальными первичными токами, не указанными в таблице 11, наибольший рабочий ток должен быть указан в документации на изделия и приведен в эксплуатационной документации.
В многодиапазонном трансформаторе наибольший рабочий первичный ток должен соответствовать наибольшему или наименьшему значению номинального первичного тока и должен быть указан в документации на изделие.
Для трансформаторов, у которых эффективное значение температуры окружающей среды по ГОСТ 15543.1 превышает 40 °C, значения наибольших рабочих первичных токов могут быть меньше указанных в таблице 10 и их следует устанавливать в документации на трансформаторы конкретных типов.
Для трансформаторов на номинальные первичные токи свыше 10000 А, предназначенных для генераторов или синхронных компенсаторов, наибольший рабочий первичный ток может быть больше или меньше номинального тока, но не менее наибольшего длительного тока генератора или синхронного компенсатора.
По согласованию между потребителем и изготовителем допускается кратковременное, не более 2 ч в неделю, повышение первичного тока на 20% по отношению к наибольшему рабочему первичному току.
6.7 Требования к стойкости при токах короткого замыкания
6.7.1 Трансформаторы на напряжение свыше 0,66 кВ должны быть устойчивы к электродинамическому <1> и термическому воздействиям токов короткого замыкания, параметры которых не превышают установленных значений:
а) тока электродинамической стойкости ig или его кратности Kg по отношению к амплитуде номинального первичного тока;
б) тока термической стойкости Iт или его кратности Kт по отношению к номинальному первичному току;
в) времени протекания тока tк, равного:
1 или 3 с - для трансформаторов на номинальные напряжения до 220 кВ включительно;
1 или 2 с - для трансформаторов на номинальные напряжения 330 кВ и выше.
--------------------------------
<1> К шинным, встроенным и разъемным трансформаторам требования по электродинамической стойкости не предъявляют.
6.7.2 Между значениями iд и Iт должно быть соблюдено соотношение 
.
6.7.3 В документации на трансформаторы конкретных типов должны быть установлены: значение тока термической стойкости или его кратность, время протекания тока, а также значение тока электродинамической стойкости или его кратность.
6.8 Значение сопротивления вторичных обмоток постоянному току должно быть установлено изготовителем и указано в эксплуатационной документации.
6.9 Обозначение выводов обмоток
Выводы первичных и вторичных обмоток и вторичные обмотки трансформаторов следует обозначать в соответствии с таблицей 12.
Таблица 12
Обозначения выводов и обмоток трансформаторов
Обмотка трансформатора | Обозначения выводов и обмоток | |
Первичная | С одной секцией | С несколькими секциями |
Л1 ________ Л2 | Л1 ________ К1 | |
Н2 ________ К2 | ||
_______ | ||
Нn ________ Л2 | ||
Вторичная | Трансформатор с одной вторичной обмоткой: | |
|
| |
Вторичная | Трансформатор с несколькими вторичными обмотками: | |
|
| |
Линейные выводы первичной обмотки, а также соответствующие им стороны шинных, встроенных и разъемных трансформаторов, не имеющих собственной первичной обмотки, обозначают Л1 и Л2.
Обозначения наносят таким образом, чтобы в один и тот же момент времени выводы Л1, Н1 ... Нn и И1 ... Иn имели одинаковую полярность, т.е. чтобы при направлении тока в первичной обмотке от Л1, Н1 ... Нn к К1, К2 ... Л2 вторичный ток проходил по внешней цепи (приборам) от И1 к И2 ... Иn.
Обозначения выполняют прописными буквами русского алфавита в сочетании с цифрами. Цифры располагают в одну строку с буквами (например Л1) или в индексе (например Л1).
Допускается обозначение выводов обмоток трансформаторов латинскими буквами. В этом случае в руководстве по эксплуатации должна быть приведена схема, на которой обозначение выводов выполняется русскими и соответствующими латинскими буквами.
6.10 Требования к конструкции
6.10.1 Требования к выводам
6.10.1.1 Контактные выводы первичной обмотки трансформаторов должны соответствовать требованиям ГОСТ 10434, а трансформаторов категории размещения 1 по ГОСТ 15150, также требованиям ГОСТ 21242.
6.10.1.2 Контактные выводы вторичных обмоток трансформаторов должны соответствовать требованиям ГОСТ 10434.
6.10.1.3 Контактные выводы вторичных обмоток встроенных трансформаторов могут быть расположены в конструкции изделия, в которое встроен трансформатор.
6.10.1.4 Конструкцией трансформаторов категории размещения 1 по ГОСТ 15150 должна быть обеспечена защита места присоединения кабелей к выводам вторичных обмоток от атмосферных осадков.
6.10.1.5 Выводы вторичных обмоток трансформаторов для измерения и для учета должны закрываться крышкой с возможностью пломбирования.
Данное требование не распространяется на трансформаторы с выводами вторичных обмоток из изолированного провода.
6.10.2 Требования к маслонаполненным трансформаторам
6.10.2.1 Конструкция маслонаполненных трансформаторов должна обеспечивать их герметичность. Документация на маслонаполненные трансформаторы должна содержать требования по проверке герметичности конструкции, а также требования к газо- и влагосодержанию заливаемого в трансформаторы масла.
6.10.2.2 Маслонаполненный трансформатор должен иметь расширитель, вместимость которого обеспечивает постоянное наличие в нем масла при всех режимах работы трансформатора в диапазоне рабочих температур. Функцию расширителя могут выполнять верхняя часть фарфоровой покрышки, сильфон или другие устройства.
6.10.2.3 Маслонаполненные трансформаторы должны иметь указатели уровня масла. Около указателя уровня масла или на нем должны быть нанесены три контрольные черты, соответствующие уровню масла в неработающем трансформаторе при температуре 20 °C, а также при верхнем и нижнем значениях температуры. Допускается применять другие устройства контроля уровня масла.
6.10.2.4 В трансформаторах с массой масла до 50 кг допускается наносить на указателе уровня масла одну контрольную черту, по которой устанавливают уровень заливаемого в трансформатор масла при температуре 20 °C.
6.10.2.5 В герметичных трансформаторах способы контроля уровня масла должны быть указаны в документации на эти трансформаторы.
6.10.2.6 Трансформаторы с массой масла менее 20 кг допускается изготавливать без указателей уровня масла.
6.10.2.7 Маслонаполненные трансформаторы с первичным напряжением 10 кВ и выше и массой масла более 10 кг должны быть снабжены арматурой для заливки, отбора проб и слива масла.
6.10.2.8 Арматуру для отбора проб масла помещают в нижней части бака, при этом должно быть предусмотрено плавное регулирование вытекающей струи масла.
6.10.2.9 Маслонаполненные трансформаторы с первичным напряжением 110 кВ и выше должны быть оборудованы защитой, предохраняющей масло от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.
6.10.2.10 Металлические поверхности внутри бака или расширителя масляного трансформатора должны иметь маслостойкое покрытие, защищающее масло от соприкосновения с ними и не оказывающее вредного воздействия на масло.
Допускается не защищать покрытием торцевые поверхности магнитопроводов и поверхности материалов, не оказывающих активного каталитического воздействия на масло.
6.10.2.11 Марку масла указывают в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.10.2.12 Для трансформаторов класса напряжения 330 кВ и выше с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией должен предусматриваться вывод для подключения устройства контроля изоляционных характеристик под рабочим напряжением.
6.10.3 Требования к газонаполненным трансформаторам
6.10.3.1 Конструкция газонаполненных трансформаторов должна иметь защиту от чрезмерного увеличения давления газа.
6.10.3.2 Конструкция газонаполненных трансформаторов должна обеспечивать утечку массы газа не более 0,5% в год.
Необходимо обеспечить наличие арматуры в нижней части трансформатора для безопасного пополнения систем газом во время эксплуатации.
При экстремальных температурах допускаются более высокие показатели интенсивности утечки (если испытания с использованием данных температур указаны в соответствующей документации), при условии что интенсивность утечки при нормальной температуре окружающей среды возвращается к значению, не превышающему нормируемое выше.
Изготовитель должен указывать тип, требуемое количество, качество и плотность газа, подлежащего использованию в трансформаторе.
6.10.3.3 Максимально допустимое содержание влаги в газонаполненных трансформаторах, при номинальной плотности должно быть таким, чтобы точка росы не превышала отметку минус 5 °C при температуре измерения 20 °C. Для других температур измерения выполняют соответствующую коррекцию.
6.10.3.4 Газонаполненные трансформаторы, для которых значение минимального рабочего давления более 0,2 МПа, должны быть оснащены устройством контроля давления или плотности газа, предупреждающим эксплуатационный персонал об утечке газа.
Устройства контроля давления или плотности газа могут поставляться отдельно или в комплекте с оборудованием.
6.10.4 Заземление
6.10.4.1 Трансформаторы должны иметь контактную площадку для присоединения заземляющего проводника и заземляющий зажим в соответствии с требованиями ГОСТ 21130 и ГОСТ 12.2.007.3. Заземляющие зажимы трансформаторов исполнений Т и О должны также соответствовать требованиям ГОСТ 15963.
Требования настоящего пункта не распространяются на встроенные трансформаторы, трансформаторы с корпусом из литой смолы или пластмассы, бескорпусные трансформаторы, не имеющие подлежащих заземлению металлических частей, а также на трансформаторы, не подлежащие заземлению согласно ГОСТ 12.2.007.0.
6.10.4.2 Около заземляющего зажима должен быть нанесен знак заземления по ГОСТ 21130. Способ нанесения знака заземления должен обеспечивать его долговечность и стойкость к атмосферным воздействиям.
6.10.4.3 Поверхность площадки заземляющего зажима (бобышка, прилив) должна соответствовать требованиям ГОСТ 21130.
Примечание - Для малогабаритных трансформаторов с первичным напряжением до 660 В допускается уменьшать площадки заземления до размеров, позволяющих надежно соединять их с заземляющей жилой диаметром не менее 2 мм.
6.10.5 Применяемые в конструкции трансформаторов материалы должны обеспечивать выполнение требований по взрыво- и пожаробезопасности.
6.10.6 Требования к защите от внутреннего дугового короткого замыкания
Данные требования применимы к масляным и газонаполненным трансформаторам класса напряжения 110 кВ и выше, для которых дополнительно указывают класс и степень защиты от внутреннего дугового замыкания.
Данное испытание подтверждает соответствие заданному уровню безопасности.
Трансформатор должен выдерживать внутреннюю дугу заданного тока и заданной продолжительности.
Требуемая продолжительность дугового замыкания указана в таблице 13.
Таблица 13
Продолжительность дугового замыкания
и эксплуатационные характеристики
Среднеквадратичное значение тока внутреннего дугового замыкания, кА | Степень защиты | Продолжительность дугового замыкания, с | Защита от внутреннего дугового замыкания класс I | Защита от внутреннего дугового замыкания класс II |
< 40 | 1 | 0,2 | Допускается разрыв корпуса и возгорание, но все отделившиеся части должны находиться в пределах допускаемой области | Нет внешних разрушений, кроме срабатывания устройства сброса давления |
2 | 0,5 | Нет распада на части (допускается прожог или возгорание) | ||
>= 40 | 1 | 0,1 | Нет внешних разрушений, кроме срабатывания устройства сброса давления | |
2 | 0,3 | Нет распада на части (допускается прожог или возгорание) |
Уровни значений тока внутреннего дугового замыкания и продолжительности его протекания при испытаниях подлежат согласованию между изготовителем и потребителем.
6.10.7 У трансформаторов категории размещения 1 по ГОСТ 15150 длина пути утечки внешней изоляции по ГОСТ 9920 должна быть установлена в документации на трансформаторы конкретных типов.
У трансформаторов категорий размещения 2 и 5 по ГОСТ 15150 длина пути утечки внешней изоляции с учетом выпадения росы и инея должна быть установлена в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.10.8 На трансформаторах, конструкцией которых предусмотрена разборка, должно быть место для нанесения поверительного клейма или пломбы. Клеймо или пломба должны препятствовать разборке трансформатора без их нарушения.
6.10.9 Трансформаторы с массой более 20 кг должны иметь устройство по ГОСТ 12.2.007.0 для подъема, опускания и удержания их на весу. При невозможности конструктивного выполнения таких приспособлений в руководстве по эксплуатации следует указывать места захвата трансформатора при такелажных работах.
6.10.10 Металлические части трансформатора, подверженные коррозии под воздействием климатических факторов внешней среды, должны иметь защитное покрытие.
6.11 Требования к надежности
6.11.1 В документации на трансформаторы конкретных типов следует устанавливать среднюю наработку до отказа в соответствии с ГОСТ 27.003.
6.11.2 Средний срок службы трансформаторов не менее 30 лет.
6.11.3 В документации на трансформаторы конкретных типов должны быть установлены требования к ремонтопригодности.
6.12 Комплектность
6.12.1 Комплектность трансформатора должна быть установлена в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.12.2 К трансформаторам прилагают эксплуатационную документацию по ГОСТ 2.601: паспорт, руководство по эксплуатации, ведомости ЗИП (при наличии).
Для трансформаторов на номинальное напряжение до 10 кВ, по согласованию между изготовителем и потребителем, паспорт может быть заменен этикеткой.
Для трансформаторов на напряжение 0,66 кВ номенклатура эксплуатационной документации может быть сокращена и должна быть установлена в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.13 Маркировка
6.13.1 Каждый трансформатор должен иметь табличку (таблички), на которой должны быть указаны:
- товарный знак или наименование предприятия-изготовителя;
- наименование "Трансформатор тока";
- тип трансформатора и климатическое исполнение;
- порядковый номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;
- номинальное напряжение, кВ (кроме встроенных трансформаторов);
- номинальная частота, Гц (при частоте 50 Гц допускается не указывать);
- номер вторичной обмотки (только для трансформаторов с двумя или более вторичными обмотками);
- номинальный коэффициент трансформации обмоток (в виде отношения номинальных токов: первичного и вторичного);
- класс точности для вторичных обмоток согласно 6.4. Для вторичных обмоток, предназначенных для измерений и защиты, следует указывать оба номинальных класса точности;
- номинальный коэффициент безопасности приборов KБном (для вторичных обмоток, предназначенных для измерения и для учета). Для трансформаторов на номинальное напряжение 0,66 кВ допускается KБном не указывать, если они приведены в руководстве по эксплуатации;
- значение номинальной предельной кратности Kном (для вторичных обмоток, предназначенных для защиты). Для трансформаторов на номинальное напряжение 0,66 кВ допускается Kном не указывать, если они приведены в руководстве по эксплуатации;
- номинальная вторичная нагрузка, В·А;
- масса трансформатора, кг (только для трансформаторов массой от 10 кг и выше, транспортируемых в неразобранном виде;
- обозначение документа на трансформаторы конкретных типов или обозначение настоящего стандарта;
- год выпуска (на трансформаторах, предназначенных для экспорта, не указывают).
Примечание 1 - Допускается наносить перечисленные данные на одну или несколько табличек, а также частично или полностью на элементы конструкции трансформатора.
Примечание 2 - При недостатке места на табличке допускается данные по перечислениям д), е), и) о) наносить без указания наименования параметра (например 6 кВ, 50 Гц), при этом данные по перечислениям к) н) наносят в сочетании и последовательности согласно следующим примерам: 30 В·А 5P 10 (номинальная вторичная нагрузка 30 В·А, номинальный класс точности 5P, номинальная предельная кратность 10); 20 В·А 0,5 10 (номинальная вторичная нагрузка 20 В·А, номинальный класс точности 0,5, номинальный коэффициент безопасности приборов 10).
Примечание 3 - Допускается, кроме данных, указанных в настоящем пункте, наносить на табличку дополнительную информацию в соответствии с документацией на трансформаторы конкретных типов.
Примечание 4 - Трансформаторы с расширенным диапазоном первичного тока по 6.4.2 должны иметь обозначение "расш." с указанием, до какого тока расширен диапазон - до 150 или 200%.
Для трансформаторов с несколькими вторичными обмотками или с ответвлениями на вторичных обмотках данные по перечислениям и) - н) указывают для каждой вторичной обмотки и каждого ответвления.
Для встроенных трансформаторов, предназначенных для использования внутри другого изделия, табличку (таблички) с техническими данными следует помещать на корпусе этого изделия, а на самих трансформаторах следует указывать:
- тип встроенного трансформатора;
- номинальный коэффициент трансформации (при наличии ответвлений указывают наибольший коэффициент трансформации);
- порядковый номер по системе нумерации предприятия-изготовителя.
6.13.2 Части трансформаторов, транспортируемых в разобранном виде, должны иметь маркировку, облегчающую сборку трансформаторов на месте монтажа. Виды и способы нанесения маркировки должны быть указаны в эксплуатационной документации.
6.13.3 Способ нанесения маркировки на таблички, а также способ маркирования выводов обмоток (см. 6.9) должны обеспечивать четкость надписей в течение всего времени эксплуатации трансформатора.
6.13.4 Маркировка транспортной тары - по ГОСТ 14192.
6.14 Упаковка
6.14.1 Все неокрашенные металлические части трансформатора (включая запасные части, при их наличии), подверженные воздействию внешней среды в процессе транспортирования и хранения, должны быть законсервированы с помощью смазок или другим надежным способом на срок хранения не менее трех лет.
6.14.2 Упаковка должна обеспечивать сохранность трансформаторов при их транспортировании. Вид упаковки должен быть предусмотрен в документации на трансформаторы конкретных типов.
6.15 Требования по экологии
6.15.1 Требования к напряжению радиопомех предъявляются для трансформаторов класса напряжения 110 кВ и выше.
Напряжение радиопомех не должно превышать 2500 мкВ при 
.
6.15.2 Изготовитель должен предоставлять информацию о любых влияниях трансформатора на природную среду во время его эксплуатации, а также о демонтаже и утилизации оборудования.
Подписаться на обновления