WPŁYW SAMOCZYNNEGO POWTÓRNEGO ZAŁĄCZENIA (SPZ) TRANSFORMATORA NA JEGO NIEZAWODNOŚĆ

Transkrypt

1 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) 49 Tadeusz Glinka, Artur Polak, Adam Decner Instytut apędów i Maszyn Elektrycznych OMEL, atowice Waldemar Olech, Energopomiar-Elektryka Sp. z o. o., Gliwice Andrzej Sikora, Politechnika Śląska, Gliwice WPŁYW SAMOCZYEGO POWTÓREGO ZAŁĄCZEIA (SPZ) TRASFORMATORA A JEGO IEZAWODOŚĆ THE IFLUECE OF AUTO-RECLOSIG OF TRASFORMER O ITS RELIABILITY Streszczenie: W elektroenergetycznych stacjach rozdzielczych są stosowane systemy SPZ. W przypadku wystąpienia zwarcia na linii odpływowej, SPZ powoduje kilkakrotne wyłączenie linii i ponowne jej załączenie. Wyłączanie zwarcia generuje przepięcia, które niekorzystnie oddziałują na układ izolacyjny transformatora, w szczególności na izolację międzyzwojową osłabiając ją. Podano przykład takiej awarii transformatora i przeprowadzono analizę generowanych przepięć w uzwojeniu transformatora. Abstract: In power distribution stations, auto-reclosing systems are used. In the event of a short circuit on the line, auto-reclosing system causes several times off and on the line. Turning off the short-circuit generates a overvoltage, which adversely affect the transformer insulating system, and in particular weakening the interturn insulation. The article presents an example of such a failure of the transformer and the analysis of overvoltage generated in the winding of the transformer. Słowa kluczowe: awaria transformatora, przepięcia łączeniowe, samoczynne powtórne załączenie eywords: transformer failure, switching overvoltage, auto-reclosing system 1. Wstęp Transformatory, w dużym stopniu, determinują niezawodność działania systemu elektroenergetycznego. Awaria transformatora zawsze powoduje zaburzenia w pracy systemu elektroenergetycznego i przerwę w dostawie energii elektrycznej dla części odbiorców. Im transformator zainstalowany jest bliżej generatora, tym skutki jego awarii są groźniejsze i bardziej rozległe. iezawodność pracy transformatorów jest determinowana: starzeniem się układu izolacyjnego spowodowanym jego wiekiem bądź zaniedbywaniem diagnostyki układu izolacyjnego, w tym regeneracji oleju, uszkodzeniem przepustów izolacyjnych, uszkodzeniem przełącznika zaczepów, uszkodzeniem izolacji zwojowej spowodowanej najczęściej przez powtarzające się w eksploatacji przepięcia, anormalnymi warunkami eksploatacyjnymi: długotrwałymi przeciążeniami, częstymi zwarciami, a także niesymetrycznymi obciążeniami, źle zaprojektowaną bądź niesprawną instalacją zabezpieczającą. ultura techniczna personelu odpowiedzialnego za transformator i przestrzeganie instrukcji eksploatacji [1, 2], są czynnikami, które są niezbędne, aby praca transformatora była niezawodna. Jednak sieć energetyczna, którą zasila transformator, jest rozległa i występują różne stochastyczne zaburzenia w sieci, które oddziałują na transformator. Jeden z takich przykładów zostanie w tym artykule przedstawiony. Transformator o mocy znamionowej 16 MVA i napięciach znamionowych 115 kv/2 kv uległ awarii w czasie przerwania kabla odpływowego 2 kv przez koparkę. Powstają zatem pytania: Czy transformator nowy, który przeszedł z wynikiem pozytywnym próbę zwarcia wykonaną według normy [3], w czasie zwarcia eksploatacyjnego może ulec awarii? Czy zwarcia występujące w eksploatacji transformatorów mogą być bardziej groźne dla transformatora od zwarcia znormalizowanego?

2 5 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) Artykuł stara się odpowiedzieć na te pytania. 2. Awaria transformatora spowodowana zwarciem dwufazowym Transformator rozdzielczy typ TORb o parametrach znamionowych: U1/U2 = 115/2 kv, S = 16 MVA, uz% = 1,335%, ( PCu1 + PCu2) = 92,2 kw, układ połączeń uzwojeń Y/d. Transformator nowy został zainstalowany w jednej ze stacji rozdzielczych i po 11 latach eksploatacji uległ awarii. Awaria transformatora była spowodowana uszkodzeniem kabla odpływowego 2 kv; o przekroj4 mm 2 Al. W czasie wykonywanych prac ziemnych koparka zerwała dwie żyły kabla. a podstawie dokumentacji eksploatacyjnej transformatora obejmującej protokoły z badań oleju, przełącznika zaczepów i układów zabezpieczeń, przeprowadzanych regularnie przez służby energetyczne stwierdzono, że transformator przed awarią był w dobrym stanie technicznym, a zabezpieczenia działały poprawnie. Po wyjęciu części aktywnej transformatora z kadzi stwierdzono widoczne zewnętrzne uszkodzenia uzwojeń transformatora: pęknięte i zdeformowane elkonowe pierścienie prasujące uzwojenia fazy A i fazy B, widoczne odkształcenia wszystkich faz uzwojenia, uzwojenie D 2 kv fazy A miało zwarcie zwojowe i miejscowe wypalenia, uzwojenia G były odkształcone i miały poluzowane tuleje izolacyjne, uzwojenia D i G faz A i B zanieczyszczone były perełkami miedzi, olej nie spełniał wymagań eksploatacyjnych, rdzeń i przełącznik zaczepów nie zostały uszkodzone. W wyniku przerwania dwóch żył kabla 2 kv nastąpiło niestabilne zwarcie dwufazowe poprzez łuk elektryczny. Wyłączanie i załączanie transformatora na zwarcie było powtarzane przez SPZ-et. Wyłączenia zwarcia transformatora generują przepięcia. Uszkodzenia uzwojeń G i D poszczególnych faz A, B, C nie były identyczne. Uzwojenie D jest połączone w trójkąt, a więc przy zwarciu dwufazowym w uzwojeniu zwartej fazy A płynie największy prąd. Zatem przy jego przerywaniu występują największe przepięcia. Potwierdziły to uszkodzenia wewnętrzne transformatora. Wyraźnie najbardziej uszkodzone było uzwojenie fazy A strony D. Dowodzi to, że powstałe przepięcia wywołały zwarcia zwojowe w uzwojeniu fazy A strony D, a prąd udarowy w uzwojeniu wygenerował siły elektrodynamiczne, które spowodowały wymienione uszkodzenia. 3. Działanie automatyki zabezpieczeniowej SPZ a rysunku 1 pokazano uproszczony schemat stacji energetycznej z zainstalowanym transformatorem T1, który uległ awarii. Zwarcie wystąpiło w linii kablowej 2 kv w odległości,78 km od transformatora. a rysunku 1 zaznaczono miejsce zwarcia, a przy wyłącznikach podano czasy kolejnego ich wyłączania. Rys. 1. Uproszczony schemat układu z podaniem czasów nastaw zabezpieczeń przetężeniowych Transformator wyposażony był w zabezpieczenia: gazowo przepływowe kadzi (stopnień I sygnalizacja, stopień II wyłączenie odbioru 2 kv i zasilania 11 kv), gazowo przepływowe podobciążeniowego przełącznika zaczepów (tylko sygnalizacja), różnicowo-prądowe (wyłączenie strony 2 kv i 11 kv ),

3 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) 51 autonomiczne (wyłączenie strony 2 kv i 11 kv), przeciążeniowe uzwojeń strony 11 kv i 2 kv (tylko sygnalizacja), przeciw przepięciową ochronę (odgromniki GZSb po stronie 11 kv i 2 kv). W rozdzielni, na kablowej linii odpływowej 2 kv, zabudowane były zabezpieczenia: nadprądowe przetężeniowe i ziemnozwarciowe kierunkowe. Zabezpieczenie nadprądowe linii odpływowych działały w cyklu automatyki samoczynnego powtórnego załączenia SPZ uaktywniając działanie wyłącznika W3. Wyłącznik W3, po przerwaniu i zwarciu dwufazowym kabla działał w cyklu wzwzw, to jest: wyłączenie bezzwłoczne (czas własny zabezpieczenia wynosił około,7 s, plus czas własny wyłącznika około,12 s), przerwa beznapięciowa 1 s, załączenie i wyłączenie bezzwłoczne (czas własny zabezpieczenia wynosił około,7 s, plus czas własny wyłącznika,12 s), przerwa beznapięciowa 1 s, załączenie i po,3 s wyłączenie (plus czas własny,19 s). Transformator był zatem poddany serii trzech zwarć dwufazowych: zwarcie awaryjne na kablu i wyłączenie zwarcia wyłącznikiem W3 po czasie,19 s, po 1 s załączenie zwartego kabla wyłącznikiem W3 i wyłączenie po czasie,19 s, po 1 s ponowne załączenie wyłącznikiem W3 zwartego kabla i awaryjne dwustronne wyłączenie transformatora wyłącznikami W1 i W3 przez zabezpieczenie gazowo przepływowe kadzi. Awarię transformatora była spowodowana przez cykliczne załączanie i wyłączanie prądu zwarcia dwufazowego, przez wyłącznik W3 sterowany SPZ-etem. W czasie załączania prąd udarowy zwarcia generował siły elektrodynamiczne, a w czasie wyłączania prądu zwarcia indukowane były w uzwojeniu przepięcia. Skutki oddziaływania przepięć na układ izolacyjny sumowały się z oddziaływaniem dynamicznym prądu zwarcia (naprężeniami mechanicznymi i drganiami uzwojeń), co spowodowało zwarcie zwojowe i w konsekwencji skutkowało zniszczeniem izolacji głównej. Zwarcie zwojowe zainicjowało gazowanie oleju, które dało sygnał do wyłączenia awaryjnego transformatora (zadziałanie przekaźnika Buchholza). 4. Udarowy prąd zwarcia Zwarcie, które wystąpiło było zwarciem niesymetrycznym, powtarzanym przez SPZ. Pierwsze zwarcie i prawdopodobnie również drugie zwarcie wystąpiło w czasie, gdy transformator był jeszcze sprawny. Schematy połączenia uzwojenia w tym stanie zwarcia ilustruje rysunek 2. W czasie wyłączania drugiego zwarcia wystąpiło uszkodzenie izolacji zwojowej w uzwojeniu D fazy A i nastąpiło zwarcie zwojowe, co ilustruje rysunek 3. a podstawie analizy schematów uzwojenia transformatora, przedstawionych na rysunkach 2 i 3, można stwierdzić, że maksymalny prąd zwarcia ustalonego wystąpił w uzwojeniu fazy A D, a w uzwojeniach faz B i C ustalony prąd zwarcia był mniejszy o około 14%. i A i B i C i a i b i c i A i B i C i a i b i c Rys. 2. Zwarcie 2-fazowe na wyjściu uzwojenia wtórnego transformatora i z i A i B i C i a i b i c Rys. 3. Zwarcie zwojowe i zwarcie 2-fazowe transformatora Prąd udarowy zwarcia zależy od chwilowej wartości napięcia zasilania na fazie w chwili jej zwarcia. Jego wartość maksymalna wystąpi wtedy, gdy sinusoida napięcia przechodzi przez zero. W normie [4] opisana jest metodyka obliczania wartości maksymalnej udarowego prądu zwarcia dla transformatorów dobrych, przy zwarciu symetrycznym na wyprowadzeniach

4 52 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) uzwojenia. W omawianym przypadku dotyczy to uzwojenia fazy A. W obliczeniach prądu zwarcia fazy A założono impedancję sieci 11 kv równą zero. Udarowy prąd zwarcia: ( I ) = udr 2uI (1) max z gdzie: I z ustalony prąd zwarcia przy czym: 1 1 I z = I = I = 9,7I = 448A (2) uz% 1,33 Prąd znamionowy po stronie D S 16 I = = = 462A (3) 3U 3 2 W połączonym w trójkąt uzwojeniu D, ustalony prąd zwarcia jest równy 2586 A. Współczynnik udaru X u jest funkcją trans- R formatora: X u = R u x% R% = 1,33,576 = 17,9 (4) PCu 92,2 u R% = = 1 =,576% S 16 gdzie: u = 1,8 odczytano z normy [4]. Maksymalna wartość prądu udarowego w uzwojeniu D fazy A transformatora zwartej przez kabel 2 kv wynosi: ( ) = 1, A I (5) ud max = Wartość minimalna prądu udarowego (I ud ) min wystąpi wtedy, gdy sinusoida napięcia na uzwojeniu fazy A będzie w amplitudzie w chwili zwarcia. Prąd udarowy minimalny (I ud ) min będzie równy amplitudzie prądu zwarcia, gdyż u = 1. Stąd: ( ) 2I = A I (6) ud = = min z Wartość rzeczywista udarowego prądu zwarcia mieści się w przedziale między 3657 A, a 6583 A i jest wartością przypadkową zależną od wartości napięcia w chwili wystąpienia zwarcia. Ustalony prąd zwarcia w uzwojeniu G, połączonym w gwiazdę, wynosi 814 A, a prąd udarowy zawiera się w przedziale 1152 A 273 A. Udarowy prąd zwarcia determinuje siły elektrodynamiczne generowane w uzwojeniach transformatora. Wartość udarowa prądu występuje po czasie t od chwili zwarcia, który zależy od wartości prądu udarowego. Prąd udarowy (I ud ) max występuje po czasie t = 1 ms, a prąd udarowy (I ud ) min po czasie t = 5 ms. Siły elektrodynamiczne działające na uzwojenia oraz na układ izolacyjny transformatora i na układ mechaniczny prasujący uzwojenia są funkcją kwadratu prądu w uzwojeniach. Siła ta ma składową stałą i składową zmienną o częstotliwości 1 Hz. Wartość udarowa tej siły zawiera się w przedziale od 1 do 3,24 wartości maksymalnej siły działającej w stanie zwarcia ustalonego. Elektromagnetyczna stała czasowa obwodu zwartego transformatora wynosi około 6 ms, zatem wyłącznik W3, w czasie działania SPZ, wyłączał ustalony prąd zwarcia. W czasie wyłączania prądu zwarcia w uzwojeniach transformatora generują się przepięcia, które narażają izolację na przebicie, w szczególności izolację zwojową. Przepięcia te powstają w każdym zwoju uzwojenia zaś odgromniki zainstalowane na przepustach izolatorowych nie są w stanie skutecznie chronić izolacji zwojowej. Wielkość tych przepięć zależy od indukcyjności zwojowej L z i od szybkości zanikania prądu. di U = L max z (7) dt Wartości maksymalnej przepięć autorzy nie są w stanie określić nie znając pochodnej prądu. Przepięcia te występuję w chwili, gdy uzwojenie jest pobudzone do drgań. 5. Zwarcie znormalizowane transformatora Jedną z prób przewidzianą w programie badań pełnych transformatorów nowych jest próba zwarcia. Sposób przeprowadzenia tej próby jest jednoznacznie opisany w normach [3, 4]. Zgodnie z wymaganiami norm transformator musi przejść próbę zwarcia z wynikiem pozytywnym. orma opisuje sposób przeprowadzenia próby zwarcia, w tym określa: wartość szczytową udarowego prądu zawarcia, ustalony prąd zwarcia symetrycznego, dopuszczalny czas trwania zwarcia, wytrzymałość cieplną i dopuszczalne wartości średniej temperatury uzwojeń po zwarciu. orma poleca przeprowadzać próbę zwarcia podczas próby typu i próby wyrobu.

5 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) 53 orma [3] wyróżnia trzy kategorie transformatorów trójfazowych w zależności od mocy znamionowej: kategoria I o mocy znamionowej od 25 kva do 2,5 MVA, kategoria II o mocy znamionowej od 2,5 MVA do 1 MVA, kategoria III o mocy znamionowej powyżej 1 MVA. Próbę zwarcia transformatorów trójfazowych w/w normie opisuje się następująco: średnia temperatura uzwojeń przed rozpoczęciem próby zwarcia powinna zawierać się pomiędzy 1 C i 4 C, próbę zwarcia można wykonywać jako próbę trójfazową bądź trzy próby jednofazowe przeprowadzone na każdej z faz, sposób wykonania próby zwarcia i liczbę zwarć probierczych najlepiej uzgodnić między wytwórcą, a zamawiającym, próba zwarcia probierczego może być wykonana dwoma sposobami: zwarcie ze stanu jałowego transformatora lub załączenie do sieci elektroenergetycznej transformatora zwartego, dla transformatorów kategorii I i II, jeśli nie ma innych uzgodnień między wytwórcą a zamawiającym, całkowita liczba zwarć probierczych powinna wynosić po trzy na każdej fazie, natomiast dla transformatorów kategorii III liczba prób zwarcia zawsze jest uzgadniana między wytwórcą, a zamawiającym, chwilę zwarcia należy wybrać za pomocą wyłącznika synchronicznego (zwarcie powinno być dokonane w chwili, gdy napięcie w jednej z faz przechodzi przez zero, przy następnych zwarciach probierczych należy zmienić fazę odniesienia), czas próby zwarcia probierczego dla transformatorów kategorii I wynosi,5 s, a dla transformatorów kategorii II i III wynosi on,25 s, kolejne zwarcia należy wykonać dla różnych pozycji przełącznika zaczepów (na pozycji odpowiadającej najniższej przekładni napięciowej i na zaczepie znamionowym), ze względów cieplnych czas odstępu między kolejnymi zwarciami probierczymi należy tak dobrać, aby nie przegrzać uzwojenia i należy je uzgodnić między wytwórcą, a zamawiającym. orma [3] nie precyzuje wymagań dotyczących sposobu wyłączania zwarcia i wymagań dotyczących wyłącznika. W eksploatacji transformatorów, które zwykle nie są nowe, występują zwarcia przypadkowe. Warunki takich zwarć różnią się od zwarcia znormalizowanego, transformator jest nagrzany, występuje sekwencyjne załączanie i wyłączania obwodu zwarcia np. wyłącznikiem np. próżniowym. 6. Badania symulacyjne przepięć indukowanych w czasie wyłączania zwarcia Omawiany przypadek zwarcia starano się zasymulować na modelu analitycznym obejmującym transformator i kabel. Zwarcie dwufazowe, które wystąpiło na przerwanym kablu jest zwarciem łukowym niesymetrycznym, w czasie którego zachodzi stochastyczna zmiana prądu. Przeprowadzona symulacja dotyczy przerywania prądu w miejscu zwarcia. Jest to stan jaki mógł wystąpić w trakcie zaistniałej awarii transformatora. Obliczenia symulacyjne napięcia na uzwojeniu transformatora w czasie wyłączenia prądu zwarcia przeprowadzono w programie PSpice, przy założeniach: napięcie zasilające 11 kv ma wartość stałą, to znaczy, że impedancja zwarcia sieci jest równa zero, schemat zastępczy transformatora jest sprowadzony na stronę napięcia 2 kv, układ połączeń transformatora Yy, pomija się gałąź poprzeczną schematu zastępczego i pojemności uzwojeń, przyjęto, że rezystancja styków wyłącznika wynosi 1 mω, czas zanikania prądu na stykach wyłącznika 1 ms, parametry schematu zastępczego transformatora (T) i kabla () przyjęte do symulacji: R T =,144 Ω; L T = 8,2 mh; R =,5 Ω; L =,15 mh; C =,2 µf, prąd zwarcia jest przerywany w amplitudzie. Badano przepięcie indukowane w uzwojeniu transformatora w czasie przerywania prądu. Badania symulacyjne wykonano dla uproszczonego schematu zastępczego transformatora i schematu zastępczego transformatora z kablem 2 kv (rys. 4).

6 54 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) i Transformator L T R T abel L R R L u 1 C t= W Rys. 4. Schemat zastępczy transformatora ze zwarciem na kablu Przebiegi symulacyjne napięcia i prądu transformatora ze zwarciem na kablu odpływowym, jak na schemacie rysunku 4, są przedstawione na rysunkach 5 do 1. Czas wyłączania, przerywania prądu, t w =,12 s. olejne wyłączanie następuje w chwilach czasowych: t 1 =,4 s; t 2 =,85 s; t 3 = 1,212 s, t 4 = 1,615 s. a rysunku 11 przedstawiono przebieg napięcia i prądu po wyłączeniu zwarcia bezpośredniego na transformatorze z czasem wyłączenia 15 µs. Z wykonanych symulacji wynika, że przepięcia indukowane na uzwojeniu transformatora zależą od wartości prądu zwarcia, od szybkości wyłączania i od fazy prądu. Przy stosunkowo łagodnym przerywaniu prądu (,12 ms), najmniejsze przepięcie na uzwojeniu wynosi 2,3U (rys.6), a największe przepięcie 3,7U (rys.7). Przy szybkim przerywaniu prądu (15 µs), które występuje w przypadku stosowania wyłączników próżniowych, przepięcia są o rząd większe, co pokazano na rysunkach 1 i 11. Wyłączana wartość chwilowa prądu zwarcia, będącego w amplitudzie, jest równa 628 A (rys. 1) i 6335 A (rys. 11). Izolacja zwojowa jest narażona na napięcie pikowe około 1 razy (rys. 1) i 9 razy (rys. 11) większe od napięcia znamionowego. O wartości pikowej napięcia decyduje wartość chwilowa przerywanego prądu i właściwości wyłącznika. W przypadku zwarcia na kablu (rys. 1), po wyłączeniu zwarcia może powstać składowa oscylacyjna generowana przez pojemność kabla i indukcyjność transformatora. Warunkiem powstania oscylacji jest nierówności: L T + L RT + R > (8) C 2 Łatwo wykazać, że przy przerwach prądu w miejscu zwarcia warunek ten jest spełniony. Częstotliwość oscylacji wynosi: ( RT + R ) f = 2 2π ( L + L ) C 4( L + L ) (9) T T f = 3896Hz Z porównania przebiegów napięć na uzwojeniach transformatora występujących po wyłączeniu zwarcia widać, że narażenie napięciowe układu izolacyjnego w czasie zwarcia awaryjnego na kablu (rys. 1) może być większe niż w czasie próby wykonywanej, według normy [3], u producenta (rys. 1) Rys. 5. Przebiegi symulacyjne napięcia i prądu i podczas działania SPZ, przy założonym czasie przerywania prądu,12 s Rys. 6. Przerwanie prądu w chwili czasowej,4 s, czas wyłączenia,12 s Rys. 7. Przerwanie prądu w chwili czasowej,85 s, czas wyłączenia,12 s

7 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) 55 4 [V] [A] Rys. 8. Przerwanie prądu w chwili czasowej 1,212 s, czas wyłączenia,12 s Rys. 9. Przerwanie prądu w chwili czasowej 1,615 s, czas wyłączenia,12 s [V] [A] Rys. 1. Przebieg napięcia po wyłączeniu zwarcia na kablu wyłącznikiem szybkim, prąd wyłączany 628 A, czas wyłączenia 15 µs Transformator L T R T i u 1 t= W Rys. 11. Schemat zastępczy transformatora i przebieg symulacyjny napięcia po wyłączeniu zwarcia wyłącznikiem szybkim, prąd wyłączany 6335 A, czas wyłączenia 15 µs 7. Wnioski Transformatory są budowane tak, aby spełniać wymagania podane w obowiązujących normach, w tym wytrzymałość napięciową układu izolacyjnego i wytrzymałość zwarciową. Porównując zwarcie wykonywane według obowiązującej normy [3], a dotyczącej transformatora nowego nienagrzanego, ze zwarciem eksploatacyjnym (stochastycznym) transformatora, zwykle nie nowego i nagrzanego, widać, że w tym drugim przypadku zwarcia mogą być bardziej groźne. Związane to jest również z tym, że zwarcia eksploatacyjne zwykle są niesymetryczne, transformator jest w stanie nagrzanym, czas zwarcia zależy od szybkości działania układu zabezpieczenia, zwarcia są seryjne i wynikają z algorytmu działania SPZ-u. Uzwojenie transformatora jest narażone na równoczesne działanie drgań wzbudzanych przez prąd zwarcia i przepięcia generowane w czasie przerywania prądu zwarcia. Wartość przepięć zależy od indukcyjności rozwieranego uzwojenia, od wartości chwilowej przerywanego prądu i od szybkości działania wyłącznika, czego norma [3] nie określa. W omawianym przypadku awaria transformatora była spowodowana działaniem SPZ-tu. Wydaje się, że przy współczesnej cyfrowej technice pomiarowej działanie automatyki SPZ powinno być zsynchronizowane z pomiarem impedancji sieci. Po wyłączeniu, przez zabezpieczenie, sieci w której wystąpiło zwarcie, kolejne załączenie tej sieci powinno być możliwe dopiero, gdy układ pomiarowy stwierdzi, że zwarcia nie ma.

8 56 Zeszyty Problemowe Maszyny Elektryczne r 1/214 (11) 8. Literatura [1]. azimierski M., Olech W.: Diagnostyka techniczna i monitoring transformatorów. Wydawnictwo: Energopomiar-Elektryka Sp. z o. o., Gliwice 213r. [2]. Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów. ZPBE Energopomiar-Elektryka, Gliwice, 212r. [3]. Polska norma P-E 676-5:29. Transformatory. Wytrzymałość zwarciowa. [4]. Polska norma P-E-47-9:1981. Transformatory. Pomiary strat i napięcia zwarcia. [5]. Polska norma P-IEC 76-1/Ak:1998. Transformatory. Wymagania ogólne. [6]. Васютинсқий С. Б.: Вопросы теории и расчета трнсформаторов. Издательство Энергия 197г. [7]. Jezierski E: Transformatory. WT 1975r.