Контроль влажности изоляции силовых трансформаторов
реклама
Контроль влажности изоляции силовых трансформаторов. Использование поляризационных явлений Алексеев Б. А., канд. техн. наук Научно-исследовательский институт электроэнергетики (ВНИИЭ) Силовой трансформатор является одной из важнейших составляющих энергосистемы, определяющих надежность электроснабжения. В условиях усиления конкурентной борьбы, вызванной либерализацией рынка электроэнергии, в большинстве стран мира наблюдается сокращение вложений в обновление парка оборудования, стремление как можно дольше эксплуатировать уже работающее оборудование, поддерживая его надежность на приемлемом уровне. В настоящее время в эксплуатации находится значительное число силовых трансформаторов, отработавших свой номинальный срок службы. В ближайшее десятилетие их доля будет увеличиваться. В нашей стране к началу 2000 г. около 45% трансформаторов проработали более 20 лет, а около 30% - более 25 лет. Если не будет проводиться замена трансформаторов на новые, то к 2005 г. около половины трансформаторов выйдет за 25-летний срок службы. Наличие в эксплуатации большого числа трансформаторов, изоляция которых ухудшена, требует четкой оценки ее состояния до вывода в капитальный ремонт. Такая оценка является целью разработок во многих странах мира методов контроля состояния изоляции трансформаторов, позволяющих определить возможность их дальнейшей работы и ее остаточный ресурс. Определение увлажнения твердой изоляции. Надежность работы силового трансформатора в наибольшей степени зависит от состояния его изоляции. По данным, приведенным в докладе СИГРЭ 15-201 на сессии 2002 г., на основании анализа состояния большого числа силовых трансформаторов организациями ВЭИ, МЭЗ, "ЗТЗ-Сервис", ВИТ, повреждаемость трансформаторов мощностью 100 МВА и более в странах СНГ составляет около 1%, причем, половина повреждений приходится на долю изоляции, треть из них связана с пробоем изоляции, проработавшей 20 - 25 лет и загрязненной продуктами старения. Среди причин повреждения изоляции немалую долю занимает увлажнение. Оно не только снижает электрическую прочность изоляции, но и сильно ускоряет процесс старения. Так как непосредственное определение степени старения изоляции при эксплуатации трансформатора затруднительно, общепринятым методом оценки состояния изоляции в работе является определение содержания в ней влаги. Оценка увлажненности особенно актуальна, так как в работе находится много трансформаторов, не имеющих эффективной защиты масла от увлажнения. По мнению специалистов компании "Myers" (США), уже при влагосодержании изоляции 1,5% начинают появляться признаки старения и снижается электрическая прочность. При влагосодержании 3,3% процессы старения и окисления изоляции становятся опасными для ее эксплуатации. Большинство зарубежных компаний считает опасным пределом 3 4% влаги. В соответствии с "Объемом и нормами испытаний электрооборудования" допускается увлажнение изоляции обмотки до 2% для вновь вводимых и выходящих из капитального ремонта трансформаторов и до 4% - для находящихся в эксплуатации. Непосредственно увлажнение определяется по влагосодержанию заложенных в бак образцов твердой изоляции при вводе в эксплуатацию и при капитальных ремонтах трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 60 МВА и более. При этом содержание влаги определяется титрацией по методу Карла Фишера. Косвенным признаком увлажнения твердой изоляции может служить содержание влаги в масле, однако оно зависит от динамики влагообмена в среде "масло - твердая изоляция" и точные количественные значения увлажнения твердой изоляции определить трудно. Также косвенно можно оценить увлажнение твердой изоляции по результатам измерения электрических характеристик изоляции трансформатора: значений R60 , R60/R15 , tg и др. Оценка увлажнения производится с учетом температуры изоляции, свойств масла и геометрии конструкции изоляции. Такой расчет по значению tg допускается "Объемом и нормами испытаний электрооборудования". Практика показывает, что такими методами можно выявить лишь значительное увлажнение изоляции. Рис. 1. Схема измерения восстанавливающегося напряжения (а) и прироста емкости (б) при однократном цикле "заряд - разряд": Сх - объект измерения; Сэт - эталонная емкость; Е0 - зарядное напряжение; V - вольтметр; К1 - контакт реле для замыкания Cх накоротко; К2 - контакт реле для подключения вольтметра; tзак - время замыкания Cх накоротко; tизм - момент измерения прироста емкости (1 с); Тмакс - время максимума восстанавливающегося напряжения Поляризационные процессы в изоляции. Высокой чувствительностью к наличию влаги в изоляции обладают методы, использующие анализ поляризационных (абсорбционных) явлений в ней. Эти явления проявляются при перераспределении зарядов при изменении приложенного к изоляции напряжения. Оценка увлажненности изоляции с помощью анализа поляризационных процессов основана на выявлении неоднородности ее структуры из-за включений влаги. Наиболее наглядно электрические свойства неоднородной изоляции представляет схема замещения Максвелла, состоящая из включенных параллельно, так называемой, геометрической емкости (определяемой размерами, конфигурацией изоляции, ее диэлектрической постоянной), не зависящей от неоднородностей, и абсорбционной емкости, состоящей из бесконечного ряда параллельно включенных RC-цепочек, представляющих совокупность взаимных емкостей и сопротивлений утечки неоднородных включений. Исследования такой схемы замещения показали, что чувствительность определения наличия неоднородности (в том числе, включений влаги) растет с увеличением времени, в течение которого анализируются абсорбционные процессы. Методы измерений и анализа процессов поляризации. Принципиальная возможность оценки даже небольшой увлажненности изоляции на основе анализа поляризационных процессов стимулировала активные разработки таких методов контроля влажности, в том числе проводимых за рубежом в последнее время. Далее рассматриваются три основных применяемых метода контроля: измерение восстанавливающегося на изоляции напряжения после ее заряда и кратковременного разряда, анализ кривых тока заряда и разряда изоляции и анализ зависимости емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции от частоты, на которой проводятся измерения. Метод "восстанавливающегося напряжения" (RVM - Return Voltage Measurements). Одно из первых применений этого метода - разработка исследовательской организацией ERA (Beликобритания) в начале 50-х годов прибора типа Dispersionmeter для контроля влажности изоляции обмоток трансформаторов. Прибор измерял напряжение, которое восстанавливается после кратковременного замыкания предварительно заряженного объекта контроля. Восстановление напряжения происходит при разряде абсорбционных оставляющих емкости с большими постоянными времени. Широкого применения этот прибор не нашел из-за недостаточной чувствительности к увлажненности изоляции. В начале 90-х годов в Венгрии была предложена более совершенная методика измерений. По ней анализ процесса разряда изоляции ведется в диапазоне времени, расширенном в сторону большей продолжительности. Объект измерений длительно заряжается постоянным напряжением, затем кратковременно замыкается накоротко и производится измерение восстанавливающегося напряжения (рис. 1,а). Анализируются процессы с постоянными времени порядка тысячи секунд и даже более (доклад СИГРЭ 12-206, 1994 г.). Авторами метод назван анализом спектра поляризационных процессов. Данные опытов, приведенных на модели бумажно-масляной изоляции, показывающие, что доминирующая постоянная времени процессов поляризации ТД, приближенно соответствующая максимуму восстанавливающегося напряжения, хорошо коррелируется с увлажненностью изоляции, приведены далее. Содержание влаги, % 0,5 1,0 2,0 3,0 4,0 ТД , с, при 25 0 С 2000 800 150 18 1,3 64 0 С 100 25 1,5 0,1 0,005 Эти данные показывают, что ТД сильно зависит не только от увлажнения, но и от температуры изоляции. Дальнейшие исследования, проводившиеся в Венгрии, включали измерения на реальных силовых трансформаторах. Было испытано 13 трансформаторов на напряжения 35 - 400 кВ, мощностью от 12,5 до 280 МВА. Установлено, что доминирующая постоянная времени непосредственно связана с увлажненностью изоляции обмоток и что под влиянием старения изоляции значение ТД сдвигается в сторону уменьшения. Разделение этих влияний требует дополнительной информации, и оценка состояния изоляции может производиться только по комплексу многих параметров (доклад СИГРЭ 15-202, 1998 г.). Считается, что с помощью этого метода можно эффективно контролировать увлажнение обмоток трансформатора за время ремонта, при хранении, а также следить за процессом сушки. Так, измерения, проведенные швейцарскими компаниями, показали, что из-за увлажнения изоляции трансформатора во время ревизии на открытом воздухе время максимума восстанавливающегося напряжения может уменьшиться в 100 раз [1]. В национальной энергокомпании Венгрии метод систематически применяется с 1982 г., измерения повторяются каждые 5 лет. Положительные результаты этих исследований заинтересовали многие другие организации, проводящие контроль состояния изоляции трансформаторов. Компания "Electricite de France" уже с начала 90-х годов предусматривает определение восстанавливающегося напряжения в качестве уточняющего диагноз метода. Состояние изоляции считается плохим, если значение Т Д ниже 1 с (доклад СИГРЭ 12-101, 1994). Значительный опыт измерений по этому методу имеют энергетики Польши. Практика показала, что при значительном увлажнении изоляции трансформатора значение Т Д снижается до 10с. Все же подчеркивается, что этот метод вспомогательный и оценка состояния изоляции ведется по всему комплексу диагностики [2]. В обзоре [3], сравнивающем различные методы анализа поляризационных явлений для контроля влажности и старения изоляции, отмечены серьезные затруднения в оценке состояния изоляции трансформаторов с помощью метода восстанавливающегося напряжения. Измерения токов абсорбции изоляции (PDC - Time Domain Polarisation/Depolarisation Current). По этому методу производятся измерения токов заряда и разряда изоляции в функции времени. Во ВНИИЭ исследования токов абсорбции проводились еще в 50-х годах для бумажномасляной изоляции с различной степенью увлажнения. На основе результатов этих работ в дальнейшем были разработаны методы контроля влажности изоляции силовых трансформаторов ("емкость -частота" и "емкость - время"). За рубежом большое внимание таким измерениям стало уделяться с середины 90-х годов. В Высшей электротехнической школе (г. Цюрих, Швейцария), проводился анализ токов абсорбции предварительно заряженной изоляции в диапазоне времени 1 — 1000 с. Выявление увлажнения и старения твердой изоляции таким способом более эффективно, чем измерения методом RVM [4]. Исследования, проводившиеся трансформаторостроительными фирмами и энергокомпаниями Германии, имели целью замену метода RVM на метод измерения абсорбционных токов. Поводом для таких исследований является неоднозначность определения как степени старения, так и увлажненности изоляции методом RVM. Опыты, проведенные на крупных силовых трансформаторах, показали, что измерения по этому методу оценивают увлажнение изоляции с разбросом в 2 - 10 раз относительно фактических значений, определенных физико-химическими методами. Впрочем, пока не получены и данные о решающих преимуществах измерений токов абсорбции. Затрудняет оценку состояния изоляции большая зависимость измеряемых величин от геометрии изоляции обмотки, температуры изоляции, от точки подключения измерительного прибора (доклад СИГРЭ 12-101, 2002 г.). В нашей стране измерения токов абсорбции проводились специалистами предприятия "Элект-росетьсервис" для контроля силовых трансформаторов. Использовался автоматический цифровой измеритель токов абсорбции ЦИТА-1 отечественной разработки (доклад СИГРЭ 33-301, 2002г.). Применялось также и измерение восстанавливающегося напряжения прибором типа RVM 5461 (Haefely Trench). Использование зависимости емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции от частоты, на которой проводятся измерения -метод FDS (Frequency Domain Spectroscopy). Логические выводы и математический анализ этих процессов показывают, что возможно проводить контроль состояния изоляции и на переменном токе очень низких частот с измерением таких параметров, как емкость и тангенс угла диэлектрических потерь. Использование таких зависимостей для оценки состояния изоляции трансформаторов начато в СССР уже с 50-х годов прошлого века [5-7]. Измерения емкости изоляции при двух частотах переключения в цикле "заряд от постоянного напряжения - разряд на гальванометр" (50 и 2 Гц) были использованы для контроля влажности изоляции трансформаторов (метод "емкость - частота") с помощью приборов типа ПКВ, разработанных во ВНИИЭ [5]. В 50-90-х годах метод стал обязательным для профилактических и послеремонтных испытаний силовых трансформаторов. В инструкции по эксплуатации трансформаторов включение трансформатора без сушки после капитального ремонта допускалось, если отношение емкостей, измеренных на частотах 2 и 50 Гц ( С2 / С50), не превышало значений, приведенных далее. Рис. 2. Пример измерения отношений С/С группы высушенных (А) и увлажненных (Б) трансформаторов по методу "емкость — время" Температура при Отношение С2 / С50 для трансформаторов измерениях, 0 С До 35 кВ включительно 110 – 150 кВ 10 1,2 1,1 20 1,3 1,2 30 1,4 1,3 40 1,5 1,4 50 1,6 1,5 60 1,7 1,6 70 1,8 1,7 Для повышения точности измерений абсорбционных составляющих емкости и чувствительности к увлажнению в дальнейшем был разработан метод "емкость - время", использующий зависимость емкости от времени ее измерения при однократном заряде и разряде. Объект контроля разряжается при этом на эталонный конденсатор значительно большей емкости, чем измеряемая. Напряжение на этом конденсаторе пропорционально емкости объекта [6]. Отдельно измерялись "геометрическая" емкость С при однократном разряде в течение 10 мс и прирост емкости С из-за абсорбционных процессов в течение 1 с при предварительном разряде объекта в течение 4 мс (рис. 1, б). Показателем увлажненности при этом является относительный прирост емкости С/С. Максимально допустимые значения прироста емкости при вводе трансформатора в работу и при измерениях без масла приведены далее. Температура измерениях, 0 С 10 20 30 40 50 при Отношение С / С для трансформаторов До 35 кВ включительно 110 – 150 кВ 13 8 20 12 30 18 45 24 75 44 На рис. 2 показана связь относительного прироста емкости С/С и состояния изоляции для Рис. 3. Измерения по периодическому циклу "заряд -разряд": а - измерение емкости С50; б - измерение прироста емкости С2 – С50 или С; 1 - период заряда; 2 - период разряда; tизм - момент измерения напряжения на Сэт; tзак - время замыкания Сх накоротко; Е0 - зарядное напряжение; Uх - напряжение на емкости Сх двух групп силовых трансформаторов: группа А - прошедших сушку и группа Б увлажнившихся вследствие длительного пребывания на воздухе (данные измерений приведены к температуре 25°С). Значение С/С, равное 10%, является гранью, выше которой находятся все трансформаторы, нуждающиеся в сушке. Метод нашел применение также при контроле сушки выемной части трансформатора в заводских условиях и при определении допустимого времени пребывания выемной части на открытом воздухе в процессе ревизии трансформатора. Допустимые разности значений С/С в начале и конце ревизии приведены далее. Температура измерениях, 0 С 10 20 30 40 50 при Отношение С / С, %, для трансформаторов До 35 кВ включительно 110 – 150 кВ 4 3 6 4 9 5 13,5 8,5 22 13 В дальнейшем использовались приборы, работающие по несимметричному циклу "заряд разряд" и определяющие емкость С50, разности С2 –С50 и С (разность С0,25 – С50) (рис. 3). Цикл повторяется соответственно с частотой 2 и 0,25 Гц [7]. Зависимость этих величин от температуры (С2/С50 растет на 0,1 при повышении температуры на каждые 10°С, С/С - в 1,55 раза) и нормы на допустимые значения были установлены на основании контроля состояния сотен трансформаторов. Проводимые в последнее время в Институте энергетики Польши исследования связи параметров изоляции с ее качеством дали возможность сделать вывод о большей эффективности оценки состояния изоляции с помощью параметра С2/С50 , чем R60/R15 . Измерения на реальных трансформаторах показывают, что при значении C2/C50 меньше 1,05 систему изоляции можно считать неувлажненной [8]. Специалисты Венгрии по результатам исследования взаимосвязей между разными абсорбционными параметрами изоляции считают, что измерение емкости на частотах 0,25; 2,0 и 50 Гц позволяет определять опасную степень увлажненности трансформатора, однако начальные стадии увлажнения лучше отражают более низкочастотные процессы, в том числе, определяемые измерениями ТД или времени максимума восстанавливающегося напряжения [9]. Тангенс угла диэлектрических потерь на переменном напряжении сверхнизких частот также весьма чувствителен к увлажнению изоляции (доклад СИГРЭ 12/33-06, 2000 г.). Широкая проверка методов, использующих поляризационные явления в практических условиях, стала возможной с массовым выпуском измерительной аппаратуры. Компания "Haefely Trench AG -Tettex Instruments" (Швейцария) выпускает с середины 90-х годов автоматический измеритель восстанавливающегося напряжения типа RVM 5461, предназначенный для диагностики бумажно-масляной изоляции силовых трансформаторов и другого оборудования на месте установки. После заряда напряжением 2 кВ контролируемый объект разряжается, измеряются восстанавливающееся напряжение и постоянная времени, а также токи заряда и разряда, сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции и другие параметры. Время заряда - от 20 мс до 10 000 с. По доминирующей постоянной времени и температуре изоляции оценивается относительное влагосодержание твердой изоляции. Масса прибора 12 кг [10]. Компания "Programma Electric GmbH" (ФРГ) выпускает прибор для контроля состояния изоляции трансформаторов типа IDA 200. Измерения параметров изоляции производятся на синусоидальном напряжении до 200 В на частотах от 0,1 мГц до 1000 Гц. По значениям тока и напряжения, измеряемым цифровым прибором, определяется комплексное сопротивление изоляции, а по нему - емкость и тангенс угла диэлектрических потерь. Масса прибора 15 кг [11]. В СССР серийно выпускались приборы типа ПКВ, позволяющие измерять емкость и прирост емкости на частотах 50, 2 и 0,25 Гц. Минимальный предел измерения 0-1000пФ, максимальный 0-100 000 пФ. Масса прибора 7 кг. По ряду причин выпуск этих приборов и их модификаций прекращен с середины 90-х годов. Использование метода "емкость — частота" в практической деятельности энергосистем продолжается, в том числе и в странах, тесно сотрудничавших с СССР, например, в Польше [8]. Рабочая группа 15.01 СИГРЭ [3] провела анализ и сравнение методов определения увлажнения и старения электрокартона и бумаги по электрическим характеристикам изоляции. Лучшим, чем традиционные измерения tg на промышленной частоте, оказывается измерение различных электрических параметров, характеризующихся сравнительно медленными явлениями поляризации в изоляции. Наибольшее внимание было уделено интерпретации результатов применения методов RVM, PDC и FDS. Наглядно методы сравниваются на модели трансформаторной изоляции. Модель имитирует изоляционную систему трансформатора, представляя последовательное включение барьера и масла, параллельно которым включена рейка и часть барьера под ней. Модель содержит восемь перемежающихся слоев обмотки и картона, погруженных в масло и имеющих различное соотношение масла и твердой изоляции (от 85/15 до 0/100) (доклад СИГРЭ 15-103, 1998 г.). Измерения по всем трем методам производились при разных степенях увлажненности и старения твердой изоляции, геометрических соотношениях "масло — картон", разных температурах и свойствах масла. Параллельно с измерениями на модели проводился контроль состояния реальных трансформаторов, при котором сравнивались особенности трех методов контроля. Так, в энергокомпании "National Grid" (Великобритания) исследовалась зависимость результатов измерений восстанавливающегося напряжения (RVM) от состояния масла. Измерения проводились до и во время сушки автотрансформатора 400/132 кВ, 240 МВА, отработавшего 29 лет. В Швеции компании ABB и "Vattenfall" проверяли все три метода на четырех блочных трансформаторах 20/400 кВ, 500 МВА на АЭС "Ringhals". Два из них установлены в 1973 г, еще два - в 1977г. В своем обобщении рабочая группа 15.01 СИГРЭ [3] отмечает, что измерения поляризации диэлектрика дают ценную информацию о состоянии бумажно-масляной изоляции в силовых трансформаторах, в частности, о ее влагосодержании. При измерениях всеми тремя методами должно учитываться влияние проводимости масла. Геометрия изоляции влияет не столь сильно, как свойства масла. Разделение влияния проводимости масла, влагосодержания и геометрии изоляции при известных параметрах составляющих изоляции может быть проведено при использовании расчетной модели изоляции - это рекомендуется при измерениях всеми тремя методами. При оценке срока службы трансформатора необходимо учитывать многие дополнительные факторы, например, проводимость и влажность масла, различия в марках картона и бумаги, наличия продуктов старения в масле. Это требует дальнейших исследований влияния различных параметров на измерения всеми тремя методами. Наиболее четкую информацию о поляризационных процессах в изоляции дает измерение токов заряда и разряда, если заряд производится достаточно длительное время. Проще использовать ток разряда. Начальная часть кривой разряда определяется свойствами масла, конечная - увлажненностью картона. Хотя самым применяемым методом является определение восстанавливающегося напряжения, однако, имеется много противоречий при трактовке результатов измерений: определяемая влажность оказывается часто значительно большей, чем при измерениях другими методами; рекомендуемая интерпретация результатов измерений дает неоднозначные результаты; на измерения сильно влияет геометрия изоляции, свойства масла, значение сопротивления изоляции [3]. Эти выводы подтверждают исследования возможности оценки состояния изоляции измерительных трансформаторов с помощью анализа поляризационных явлений (доклад СИГРЭ 12-208, 1998г.). Наиболее удобным в практике считается определение емкости и тангенса угла диэлектрических потерь в зависимости от частоты. Закономерности для раздельного определения влияния влаги и старения при измерениях восстанавливающегося напряжения на трансформаторах пока не найдены. При опытах на моделях изоляции в университете Квинсленда установлено, что с помощью измерений токов поляризации можно однозначно определить увлажненность, зная достоверно, что процесс старения изоляции не начался. Эти опыты показали, что, если процесс старения изоляции начался, то степень старения влияет гораздо сильнее, чем увлажненность. Установить степень старения изоляции можно, только определив влажность изоляции, например, по содержанию влаги в масле (доклад СИГРЭ 15-304, 2002 г.). Выводы 1. Значительная доля силовых трансформаторов отработала нормированный срок службы и имеет ухудшенное состояние изоляции. Для определения их работоспособности необходимы эффективные методы оценки состояния изоляции, не требующие вывода из работы и разборки трансформатора. 2. Надежность работы трансформатора во многом определяет состояние его изоляции, опасным дефектом является ее увлажнение. Содержание влаги 3 - 4% принимают за крайние пределы. Определение влаги в изоляции непосредственным путем требует разборки трансформатора; косвенные методы, применяющиеся в настоящее время, не обеспечивают необходимой точности ее оценки. 3. На методы оценки, основанные на анализе поляризационных процессов в изоляции, особенно медленно протекающих, влияет даже незначительное увлажнение изоляции. В настоящее время в разных странах проводятся разработки методов контроля состояния изоляции на основе анализа поляризационных процессов измерения восстанавливающегося напряжения (RVM), токов заряда и разряда (РОС), параметров изоляции на переменном токе — емкости или тангенса угла диэлектрических потерь (FDS). Чувствительными к увлажнению изоляции и удобными на практике являются измерения тангенса угла диэлектрических потерь и емкости на очень низких частотах (разработанный в самое последнее время метод FDS). Использование зависимости емкости от частоты при увлажнении изоляции широко применялось, начиная с 60-х годов, в СССР и некоторых других странах, были выработаны и критерии оценки состояния изоляции. 4. Использование анализа поляризационных явлений для контроля влажности изоляции силовых трансформаторов представляется перспективным методом оценки их состояния в работе. За рубежом широко развернуты разработки такой методики, выпускается и соответствующая измерительная аппаратура. При освоении этих методов в отечественной практике следует учитывать накопленный нами опыт их применения в 50 — 80-х годах. Список литературы 1. FuhrJ.,Aschwanden Th. Новые методы диагностики силовых трансформаторов. Bulletin SEV / VSE, 1999, 90, № 15. 2. Woitowicz M., Zielinski W. Метод восстанавливающегося напряжения для диагностики бумажно-масляной изоляции - практический опыт и выводы. - Proc. of Intern. Seminar on Experience with Transformer Insulation Maintenance, Belchatow, 1998, 4 / VII. 3. Рабочая группа СИГРЭ 15.01. Задание 15.01.09. Методы диагностики трансформаторов на основе анализа диэлектрической реакции. - Electra, 2002, № 202. 4. 4. Houhannesian V. D., Zaengl W. Диагностика силовых трансформаторов. Поляризационные процессы в изоляции. - Bulletin SEV / VSE, 1996, № 23. 5. Кулаковский В. Б. Контроль влажности изоляции по методу "емкость - частота". Электричество, 1951, № 2. 6. Алексеев Б. А. Новый метод определения влажности изоляции обмоток трансформаторов. - Электричество, 1959, №2. 7. Алексеев Ь. А., Ванин Б. В., Левин Ф. Я. Повышение достоверности оценки увлажненности трансформаторной изоляции. — Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1978, № 3. 8. Dymowski St., Pinkiewicz l. Избранные проблемы, относящиеся к оценке и возможности улучшения технического состояния изоляционных систем силовых трансформаторов. - Proc. of Intern. Seminar on Experience with Transformer Insulation Maintenance. Belchatow, 1998, 4 / VII. 9. Csepes G. Влияние влаги и температуры на проводимость, tg 8, емкость и кривые восстанавливающегося напряжения для целлюлозных материалов. - Proc. of Intern. Seminar on Experience with Transformer Insulation Maintenance. Belchatow, 1998, 4/VII. 10. Измеритель увлажнения в трансформаторе. - Electr. Review, 1994, 227, № 14, 13. 11. Прибор для диагностики силовых трансформаторов. -Bulletin SEV / VSE, 2001, 92, № 2, 62.