Uszkodzenia eksploatacyjne transformatorów energetycznych - Komel

Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 88/2010 201Jan KapinosPolitechnika Śląska, GliwiceUSZKODZENIA EKSPLOATACYJNE TRANSFORMATORÓWENERGETYCZNYCHOPERATING DAMAGES OF POWER TRANSFORMERSAbstract: The paper presents main reasons of operating damages of power transformers installed in electric powersystem. Basing on post-accident test results of the transformers, reasons of operating damages of two groups oftransformers are discussed. According to statistic data those transformers show the highest failure rate. It is emphasizedthat it is necessary to increase the frequency of certain tests in the framework of ongoing control of technical state of thetransformer, which in turn will increase its availability in electric power system.1. WprowadzenieTransformatory energetyczne stanowią jedenz podstawowych elementów systemu elektroenergetycznego.Niezawodność eksploatacyjnatransformatorów energetycznych jest waŜnymczynnikiem wpływającym na pracę systemuelektroenergetycznego. Poprawny stan technicznytransformatorów powinien stanowićprzedmiot szczególnej troski ich uŜytkowników.W ostatnim okresie wdroŜono szereg nowychmetod diagnostycznych do badań i oceny stanutechnicznego transformatorów. Metody tepozwalają na wykrycie zagroŜeń powstałychw trakcie eksploatacji transformatora. Ma toistotne znaczenie dla prognozowania czasubezawaryjnej pracy transformatora. Stwarza tozarazem moŜliwość ograniczenia skutkówewentualnej awarii transformatora oraz skróceniaczasu i kosztów remontu. Transformatoryzainstalowane w krajowym systemie elektroenergetycznympodlegają okresowym badaniomeksploatacyjnym. Badania te mają na celuokreślenie bieŜącego stanu technicznego i przydatnościtransformatora do dalszej eksploatacji.Stosowane metody badań diagnostycznych togłównie metody nie wymagające wyłączeniatransformatora z systemu elektroenergetycznegonp. metoda DGA. Metody te pozwalają nawykrycie uszkodzeń wewnętrznych w transformatorzena etapie ich wczesnego rozwoju.Wyłączenie transformatora z eksploatacji przezautomatykę zabezpieczeniową przy nieznanychprzyczynach wyłączenia bądź przy moŜliwościwystąpienia uszkodzenia wewnętrznego wymagaprzeprowadzenia diagnostycznych badańpoawaryjnych. Badania poawaryjne majągłównie na celu określenie zakresu uszkodzeniai moŜliwości naprawy transformatora. W krajowejenergetyce pracuje duŜa populacjatransformatorów z ponad 30-letnim okresemeksploatacji charakteryzujących się stosunkowoduŜym zagroŜeniem awaryjnym, a główne przyczynyich uszkodzeń to:- zwarcia zwojowe w uzwojeniach w wynikuprocesu zestarzenia izolacji zwojowej,- zwarcia blach w obwodzie magnetycznym,- uszkodzenia przepustów izolatorowychi ich połączeń elastycznych z wyprowadzeniemfazowym uzwojenia,- uszkodzenie podobciąŜeniowego przełącznikazaczepów,- obniŜenie parametrów eksploatacyjnycholeju np. w wyniku zawilgocenia.Transformatory te wymagają stałego nadzorueksploatacyjnego oraz kontroli bieŜącego stanutechnicznego. W jednostkach tych wyprodukowanychzgodnie z ówczesną technologiąwystępują głównie problemy eksploatacyjnezwiązane z zawilgoceniem i zestarzeniemizolacji olejowej. W trakcie eksploatacjitransformatora następuje naturalny processtarzeniowy izolacji, który w efekcie prowadzido obniŜenia wytrzymałości elektrycznej układuizolacyjnego i podwyŜszenia poziomu wyładowańniezupełnych. W diagnostyce układu izolacyjnegotransformatora energetycznego zasadnicząrolę odgrywają metody bazujące napomiarach wyładowań niezupełnych (WNZ)oraz analizie chromatograficznej gazów rozpuszczonychw oleju (DGA). Transformatorynowe bądź poddane modernizacji charakteryzująsię duŜym wykorzystaniem materiałówelektromagnetycznie czynnych. Ze względu nazastosowanie nowych materiałów i rozwiązańkonstrukcyjnych występują zagroŜenia eksploatacyjneinnego rodzaju. Typowe zagroŜeniaw tych transformatorach to wolnorozwijającesię uszkodzenia wewnętrzne wywołane prze-

202Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 88/2010grzaniami oraz wyładowaniami elektrycznymi,głównie wyładowaniami niezupełnymi. Główneprzyczyny uszkodzeń transformatorów nowychi zmodernizowanych to:- zwarcia zwojowe w uzwojeniach w wynikunagłej degradacji izolacji zwojowej,- wystąpienie wyładowań zupełnych i niezupełnychw kadzi transformatora.Statystyka awarii transformatorówzainstalowanych w krajowym systemieelektroenergetycznym pozwala stwierdzić, Ŝew ostatnim 10-leciu najczęściej awarii ulegały:- transformatory blokowe,- transformatory sieciowe z długoletnimokresem eksploatacji.W artykule przedstawiono główne przyczynyuszkodzeń eksploatacyjnych tych transformatoróworaz omówiono wybrane typoweprzypadki ich awarii.2. Badania eksploatacyjne i poawaryjneZakres eksploatacyjnych badań okresowychtransformatora obejmuje:a) badania podstawowe- analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonychw oleju (metoda DGA),- badanie właściwości próbek oleju pobranychz pracującego transformatora,b) badania specjalistyczne- badania termowizyjne rozkładu temperaturkadzi,- analiza wibroakustyczna dla potrzeb ocenystanu rdzenia,- pomiar stopnia zestarzenia izolacji papierowej(pomiar napięcia powrotnego RVM),- pomiar intensywności wyładowań niezupełnych(PD) metodą akustyczną,- badanie zawartości związków furanu rozpuszczonychw oleju,- badanie podobciąŜeniowego przełącznikazaczepów,- badanie stanu mechanicznego uzwojeń metodąSFRA (Sweet Frequency ResponseAnalysis).Metoda DGA umoŜliwia wykrycie większościwolnorozwijających się uszkodzeńw transformatorze, które nie powodują jeszczezasadniczych zakłóceń w pracy transformatora.Identyfikacja rodzaju uszkodzenia w transformatorzeodbywa się przy zastosowaniukryteriów stosunków stęŜeń gazów charakterystycznychrozpuszczonych w oleju.Stosunkom stęŜeń gazów charakterystycznychprzypisuje się odpowiednie kody cyfrowe, któresą następnie wykorzystywane do określeniarodzaju uszkodzenia. Dla celów oceny stanutechnicznego transformatora korzysta się dodatkowoz ustalonych na drodze statystycznejdopuszczalnych wartości poszczególnychskładników gazów rozpuszczonych w oleju.Stopień zagroŜenia awarią transformatorakwalifikuje się po rozpoznaniu rodzaju uszkodzeniana podstawie sumy gazów palnych i dynamikiich przyrostu.Badanie próbek oleju transformatora obejmujewyznaczenie wskaźników dielektrycznych i fizykochemicznycholeju oraz zawartościrozpuszczonej wody. Określenie zawartościwody w oleju pozwala na ocenę zawilgoceniaizolacji papierowej. Dokładniejszą ocenę stopniazawilgocenia izolacji papierowej moŜnauzyskać poprzez pomiar napięcia powrotnego(metoda RVM).Dla oceny stopnia zestarzenia olejutransformatora i prognozowania dalszej jegopracy wykonuje się dodatkowe badania oleju:- wyznaczenie wskaźnika polarności olejup = ε – n oraz napięcia powierzchniowegooleju σ, które określają stopień zestarzeniaoleju,- oznaczenie zawartości jonów metali,mających wpływ na wartośćwspółczynnika strat dielektrycznych olejutgδ,- analiza spektrometryczna w podczerwieni,umoŜliwiająca poznanie struktury olejuoraz wykrycie zmian zestarzeniowych.WaŜnym zagadnieniem dla transformatorówo długim okresie eksploatacji jest ocena stopniawykorzystania izolacji papierowej. Ocenęstopnia zestarzenia izolacji papierowejprzeprowadza się obecnie w oparciu o badaniazwiązków furanu w oleju transformatora.Furany są rozpuszczalnymi w oleju produktamidegradacji cieplnej i hydrolitycznej celulozypowstającymi w wyniku rozkładu izolacjipapierowej. Oznaczeniu podlega pięć pochodnychfuranu. Największe znaczenie dla celówdiagnostyki ma 2-furfural (2FAL), przy czymo stopniu zestarzenia izolacji papierowejdecyduje jego ilość oraz szybkość narastaniaw oleju. Tabela 1 zawiera zestawienie rodzajówzagroŜeń dla transformatora i metody ichwykrywania.

Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 88/2010 203Tabela 1.Rodzaj zagroŜeniatransformatoraWolnorozwijającesięuszkodzeniewewnętrznespowodowanewyładowaniemniezupełnymlub zupełnymprzegrzaniemZestarzenieizolacjiZawilgocenie izolacji olejowopapierowejolejowejpapierowejMetodywykrywaniazagroŜeńAnaliza chromatograficznagazówrozpuszczonychw oleju (DGA)Oznaczenie zawartościwody rozpuszczonejw oleju.Pomiar napięćpowrotnych (RVM)Analiza zawartościzwiązków furanurozpuszczonychw oleju.Oznaczenie stopniapolimeryzacji DPpróbek papieruW transformatorach sieciowych istotnymelementem ograniczającym pewność ruchowąjest stan techniczny podobciąŜeniowegoprzełącznika zaczepów. Przeglądy wewnętrzneprzełączników, ich zakres oraz częstość określazwykle instrukcja fabryczna. Określenie stanutechnicznego przełącznika pod względemelektrycznym i mechanicznym wymaga badańprocesu przełączania, sprawdzenia niejednoczesnościotwarcia styków oraz badań przebiegumomentu napędowego przełącznika.Badanie stanu mechanicznego uzwojeń metodąSFRA zwaną inaczej metodą odpowiedziczęstotliwościowej polega na wykorzystaniuzaleŜności między odkształceniami uzwojeńtransformatora a zmianami ich parametrówelektrycznych. Metoda bazuje na pomiarzeimpedancji lub admitancji uzwojeń transformatoraw szerokim zakresie częstotliwości i porównaniuwyników pomiarów z pomiarami namodelu odniesienia. Modelem odniesienia dlabadanego uzwojenia mogą być uzwojenia nasąsiednich kolumnach lub uzwojenia nowychtransformatorów bliźniaczych. Metoda SFRAjest przydatna przy wykrywaniu odkształceńmechanicznych uzwojeń spowodowanych przepływemprądu zwarciowego. Mechanicznymodkształceniom uzwojeń towarzyszą zmianyparametrów skupionych reprezentujących daneuzwojenie, a mianowicie lokalne zmiany pojemnościi indukcyjności. Zmiany tych parametrówpowodują zmianę funkcji przejścia (odpowiedziczęstotliwościowej) uzwojeń transformatora.Otrzymane wyniki badań są przydatnejeśli moŜna je porównać z wynikami uzyskanymiwcześniej. Występujące w czasie eksploatacjitransformatora zakłócenia typu zwarciowegosą czynnikiem powodującym odkształceniauzwojeń, a zarazem powodują zmianęprzebiegu funkcji przejścia dla danego uzwojenia.Tym samym moŜna ocenić stan odkształceńuzwojeń transformatora po upływie określonegoczasu eksploatacji.Zakres poawaryjnych badań transformatorazwykle obejmuje:- oględziny zewnętrzne,- pomiar prądów magnesujących,- pomiar rezystancji izolacji,- pomiar rezystancji uzwojeń,- sprawdzenie zabezpieczenia gazowoprzepływowego,- sprawdzenie działania podobciąŜeniowegoprzełącznika zaczepów,- badanie właściwości oleju,- analiza składu gazów rozpuszczonychw oleju (analiza DGA),3. Uszkodzenia transformatorówblokowychPrzeprowadzona modernizacja zainstalowanychw krajowym systemie bloków energetycznycho mocy 200 MW i podwyŜszenie mocy znamionowejturbogeneratorów do 230 MW wymagałarównieŜ podwyŜszenia mocy znamionowejwspółpracującego transformatora blokowego domocy 270 MVA. Transformatory blokowezostały poddane modernizacji przy wprowadzeniuobecnych rozwiązań konstrukcyjnychi zastosowaniu nowych materiałów izolacyjnych.Zmodernizowane transformatory blokowecharakteryzują się duŜym wykorzystaniemmateriałów elektromagnetycznieczynnych oraz zintensyfikowanym układemchłodzenia uzwojeń - układ chłodzenia z tzw.„podsterowaniem”. W ostatnich latach doszłodo kilku powaŜnych awarii zmodernizowanychtransformatorów blokowych po stosunkowokrótkim okresie ich eksploatacji. Typoweuszkodzenia w tych transformatorach touszkodzenia wewnętrzne wywołane wystąpieniemzwarć zwojowych, w wyniku lokalnegoobniŜenia się wytrzymałości elektrycznejizolacji (Rys.1 i Rys.2). Analiza przebieguawarii kilku zmodernizowanych transformatorówblokowych pozwoliła stwierdzić, Ŝebezpośrednią przyczyną ich awarii byłoobniŜenie wytrzymałości elektrycznej izolacjiwskutek wystąpienia wyładowań niezupełnych(WNZ) bądź wewnętrznych przepięć łącze-

204Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 88/2010niowych. Na wystąpienie wyładowań niezupełnychw układzie izolacyjnym zmodernizowanychtransformatorów blokowych wpływmiały przede wszystkim następujące czynniki:- „wtrąciny” typu gazowego zawarte w olejutransformatorowym,- niewłaściwy stan wysuszenia, odgazowaniai zaimpregnowania papieru izolacyjnego.Obydwa przedstawione czynniki powodująpowiększenie nierównomierności rozkładunatęŜenia pola elektrycznego, co prowadzi dopowstania WNZ. Układ izolacyjny transformatoraenergetycznego jest układem o izolacjiolejowej z przegrodami izolacyjnymi i stałejizolacji zwojowej oraz głównej uzwojeń.Izolację olejową stanowi mineralny olejizolacyjny o małej lepkości, który współpracujez izolacją stałą tworzy tzw. „przestrzeńmiędzyelektrodową”. Obecność w układzieizolacyjnym typu papierowo-olejowegominimalnych ilości wilgoci i powietrza bądźinnych „wtrącin” gazowych prowadzi dopowstania WNZ, szczególnie w pęcherzykachgazowych. W pęcherzyku gazowym znajdującymw oleju umieszczonym w poluelektrycznym, występuje stosunkowo duŜenatęŜenie pola elektrycznego. MoŜe to doprowadzićdo jonizacji pęcherzyka i wystąpieniaWNZ juŜ przy napięciu zdecydowanie niŜszymod napięcia znamionowego. Zintensyfikowanyukład chłodzenia uzwojeń z tzw „podsterowaniem”oraz ukształtowanie konstrukcyjnetzw. „kierownicy oleju” w zmodernizowanychtransformatorach blokowychsprzyja pozostaniu pęcherzyka gazowego pomimoprzeprowadzenia obróbki oleju. Występowanielokalnych WNZ w obszarachgazowych bezpośrednio w otoczeniu izolacjistałej (dielektryk stały) moŜe doprowadzić dojej przebicia elektrycznego na skutek wyładowańtypu powierzchniowego. Rozwój WNZtypu wyładowań powierzchniowychuwarunkowany jest strukturą dielektryka stałego,rodzajem obcych „wtrącin” gazowych bądźstałych znajdujących się w otoczeniu lub w samymdielektryku.Wykonawcy modernizacji transformatorówblokowych, podwyŜszając ich moc znamionową,zmuszeni byli dokonać zmiankonstrukcyjnych w uzwojeniach oraz w układzieizolacyjnym. Związane z tym zmianyw rozkładzie natęŜenia pola elektrycznegospowodowały, Ŝe układ izolacyjny zmodernizowanychtransformatorów blokowych stał siębardziej podatny na wystąpienie WNZ i szybkieobniŜenie Ŝywotności w porównaniu z układemizolacyjnym transformatorów fabrycznych.Rys.1. Zwarcie zwojowe w cewce 220 kV stronyGN transformatora blokowegoRys.2.Uszkodzona cewka 220 kV strony GNtransformatora blokowegoWewnętrzne przepięcia łączeniowe mogą byćprzyczyną uszkodzenia izolacji zwojowejtransformatora energetycznego. W jednej z krajowychelektrowni na bloku energetycznym 230MW doszło do awarii dwóch nowychzmodernizowanych transformatorów blokowychw odstępie 11-tu miesięcy. Analiza przebiegutych awarii potwierdziła, Ŝe przyczyną awariibyło wystąpienie zwarć zwojowych w uzwojeniupierwotnym 220 kV transformatorów.Zwarcia te zostały spowodowane lokalnymobniŜeniem wytrzymałości elektrycznej izolacjizwojowej, w wyniku występowania wewnę-

Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 88/2010 205trznych przepięć łączeniowych. Taką moŜliwośćwystąpienia przepięć stwarzał układwyprowadzenia mocy bloku energetycznegooraz procedura odłączenia nieobciąŜonej liniinapowietrznej wyprowadzenia mocy 220 kVwraz z transformatorem blokowym i transformatorempotrzeb własnych bloku.Przeprowadzone komputerowe obliczeniasymulacyjne [4] wykazały, Ŝe w trakcie włączenianieobciąŜonego transformatora blokowegowraz z linią przesyłową 220 kV i transformatorempotrzeb własnych bloku do systemuelektroenergetycznego, na zaciskach uzwojeństrony pierwotnej 220 kV transformatorablokowego moŜe wystąpić przepięcie (Rys. 3)o wartości ok. 1,9 U N1 . Przeprowadzonepomiary na bloku energetycznym potwierdziływystępowanie wewnętrznych przepięćłączeniowych na uzwojeniach transformatorablokowego.- zwarcia zwojowe w uzwojeniach w wynikuprocesu zestarzenia izolacji zwojowej,- uszkodzenia przepustów izolatorowychi ich połączeń elastycznych z wyprowadzeniemfazowym uzwojenia,- uszkodzenie podobciąŜeniowego przełącznikazaczepów,- zwarcia blach w obwodzie magnetycznym,- obniŜenie parametrów eksploatacyjnycholeju np. w wyniku zawilgocenia.W ostatnim okresie w krajowym systemieelektroenergetycznym doszło do kilku awariitransformatorów sieciowych spowodowanychuszkodzeniem przepustów izolatorowych.Awaria transformatora sieciowego o mocy250 MVA i napięciu znamionowym 400/110 kVzostała spowodowane przebiciem doziemnymw części kondensatorowej izolatora przepustowegofazy „B” strony 400 kV.Rys.3. Obliczeniowe napięcia na zaciskachuzwojeń fazowych strony pierwotnej 220 kVtransformatora blokowego w trakcie procedurywłączenia do systemu elektroenergetycznego4. Uszkodzenia transformatorówsieciowychW krajowej energetyce pracuje duŜa populacjatransformatorów sieciowych z długoletnimokresem eksploatacji. Ta grupa transformatorówcharakteryzuje się stosunkowo duŜymzagroŜeniem awaryjnym. W jednostkach tychwystępują głównie problemy eksploatacyjnezwiązane z zawilgoceniem, zestarzeniemizolacji oraz stanem technicznym przepustówizolatorowych.Statystyka awarii transformatorów sieciowychzainstalowanych w krajowym systemieelektroenergetycznym pozwala stwierdzić, Ŝegłówne przyczyny ich uszkodzeń to:Rys.4. PoŜar transformatora w wyniku eksplozjiprzepustu izolatorowego strony 400 kVW początkowym okresie awarii poŜartransformatora (rys. 4) był wynikiem zapaleniasię wyciekającego oleju z konserwatora przełącznikazaczepów poprzez uszkodzony szklanyolejowskaz, który został rozbity przez kawałekporcelany z eksplodującego przepustu izolatorowego.W trakcie rozwoju poŜaru nastąpiłodalsze rozszczelnienie kadzi i wypływ olejupoprzez uszkodzone chłodnice, w wynikuuszkodzenia rurek i kolektorów chłodnic.Bardzo duŜy zakres uszkodzeń transformatorasieciowego w wyniku powstałej awarii zostałspowodowany głównie rozległym i długotrwałympoŜarem (rys. 5 i rys. 6). Uszkodzonyprzepust izolatorowy strony 400 kV

206Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 88/2010transformatora 250 MVA miał bardzo długiokres eksploatacji. NaleŜy podkreślić, Ŝeanalogiczna eksplozja przepustu izolatorowegofazy „A” strony 400 kV tego samegotransformatora kilka lat temu skutkowała tylkorozerwaniem głowicy przepustu.przepustowych pozostałych faz strony 220 kV i110 kV oraz uszkodzenia osprzętu i lokalnegoopalenia powierzchni kadzi autotransformatora.Zakres uszkodzeń był stosunkowo nieduŜy,poniewaŜ szybka interwencja straŜy poŜarnejpozwoliła na ugaszenie poŜaru.Rys.5. Uszkodzone w wyniku eksplozji i poŜaruprzepusty izolatorowe strony 400 kVtransformatoraRys.6. Stanowisko pracy transformatora poeksplozji przepustu izolatorowego strony 400 kVi poŜarze transformatoraNa rysunku 6 przedstawiono uszkodzeniaautotransformatora 160 MVA wywołaneeksplozją przepustu izolatorowego strony220 kV fazy L2 i powstaniem poŜaru napowierzchni kadzi od palącego się oleju.Porcelanowe elementy eksplodującego izolatoraprzepustowego doprowadziły do uszkodzeńmechanicznych porcelany izolatorówRys.7. Uszkodzony w wyniku eksplozji przepustuizolatorowego strony 220 kV autotransformator160 MVAW świetle przedstawionych zdarzeń i faktudługotrwałego okresu eksploatacji przepustówizolatorowych zabudowanych w transformatorachsieciowych, celowym jest zwiększenieczęstości badań izolatorów przepustowych orazposzerzenie zakresu ich badań np. o pomiarytermowizyjne, analizę próbki oleju pobranegoz przepustu izolatorowego, spektroskopiędielektryczną w dziedzinie częstotliwości(FDS). Odpowiednie zalecenia i procedury sąna etapie opracowania przez Energopomiar-Elektryka Sp. z o.o. Gliwice [1].PSE Operator S.A. eksploatujący duŜąpopulację transformatorów w systemieelektroenergetycznym prowadzi we współpracyz krajową jednostką badawczą prace nadwprowadzeniem nowych metod diagnostycznychprzydatnych dla oceny stanutechnicznego izolatorów przepustowych orazwypracowania wiarygodnych kryteriów ichoceny [2]. Mając na uwadze potencjalnekatastrofalne skutki uszkodzenia izolatoraprzepustowego w osłonie porcelanowejnapełnionego olejem PSE Operator S.A.zaczyna instalować w transformatorachsieciowych przepusty izolatorowe suchew osłonie kompozytowej, tj. ze szkła epoksydowegopokrytego gumą silikonową (tzw.drytype,inaczej ERIP). Przepusty te nie stwarzają

Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 88/2010 207duŜego zagroŜenia poŜarowego ze względu nabrak oleju, a poza tym są znacznie lŜejsze odprzepustów porcelanowych.5. PodsumowanieTransformator duŜej mocy stanowi waŜnyi kosztowny element systemu elektroenergetycznego.Kontrola stanu technicznegotransformatora prowadzi do wzrostu jegodyspozycyjności w systemie elektroenergetycznym.Ma to szczególne znaczenie w chwiliobecnej, gdy mechanizmy gospodarki wolnorynkowejdąŜą często do wydłuŜenia czasueksploatacji zainstalowanych transformatorów.Przedstawione przykłady uszkodzeń transformatorówblokowych i sieciowych pozwalająpodkreślić rolę i znaczenie badań oraz procedurdiagnostycznych w utrzymaniu dobrego stanutechnicznego i wysokiej dyspozycyjnościtransformatorów.Literatura[1] Buchacz J., Szymański Zb., Warczyński P.: Wybranemetody diagnostyki stanu technicznego izolatorówprzepustowych z izolacją papierowo-olejową. KonferencjaNaukowo-Techniczna – Zarządzanie EksploatacjąTransformatorów, Wisła-Jawornik, ss. 143-156, 2010.[2] Figura M., Mański P.: Izolatory przepustowe duŜychtransformatorów sieciowych. Doświadczeniaeksploatacyjne oraz ich wpływ na zarządzanie populacjąizolatorów. Konferencja Naukowo-Techniczna –Zarządzanie Eksploatacją Transformatorów, Wisła-Jawornik, ss. 105-120, 2010.[3] Kapinos J.: Evaluation of technical condition of powertransformer. XII International Symposium on ElectricMachinery in Prague. ISEM 2004.[4] Kapinos J.: Diagnostics of operation damages of powertransformers. XIV International Symposium on ElectricMachinery in Prague. ISEM 2006.[5] Olech W., Pawłowski D.: Diagnostyka technicznaw zarządzaniu eksploatacją transformatorówwykazujących usterki i uszkodzenia. MateriałyKonferencyjne – XIV Konferencja Energetyki, ZamekKsiąŜ 2005.[6] Praca zbiorowa: Ramowa Instrukcja EksploatacjiTransformatorów. Energopomiar - Elektryka, Gliwice,2001.[7] Rıdel W., Wılm G.: Chromatografia gazowa. PWNWarszawa, 1992.[8] Zakrzewski K.: Transformatory największych mocyi napięć - problematyka technologiczna i badawcza.Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne, Nr 83/2009,ss. 1-13, BOBRME Komel.AutorDr inŜ. Jan Kapinose-mail: jan.kapinos@polsl.plPolitechnika Śląska,Instytut Elektrotechniki i Informatyki,Zakład Maszyn Elektrycznych i InŜynieriiElektrycznej w Transporcie,ul. Akademicka 10a, 44-100 Gliwice,tel.: 32-237-14-47RecenzentProf. dr hab. inŜ. Kazimierz Zakrzewski