Transformatory należą do najważniejszych ogniw sieci energetycznej. O ich niezawodności decyduje w dużej mierze stan izolacji papierowo-olejowej. Dobra jakość oleju i wyrobów celulozowych oraz umiarkowane wykorzystanie mocy transformatorów przyczyniły się do tego, że żywotność większości jednostek przekroczyła spodziewany okres eksploatacji. Ponieważ wymiana transformatora na nowy jest kosztowną inwestycją, dąży się do wydłużania czasu eksploatacji istniejącego sprzętu, co wiąże się z pojawieniem ryzyka awarii transformatora w ruchu. Taka awaria mogłaby przysporzyć bardzo wysokich kosztów, np. likwidacji szkód ekologicznych. Stan izolacji wysokonapięciowej podlega okresowym badaniom diagnostycznym [3].
Obecnie w serwisowanych transformatorach woda zawarta w celulozie jest wyznaczana metodą pośrednią pomiaru wilgotności przez badanie próbek oleju. Jednak w ostatnich latach podejmuje się próby pomiaru różnych parametrów odpowiedzi dielektrycznej, które charakteryzują pewne znane zjawiska polaryzacyjne. Podstawowe metody to: - dielektryczna spektroskopia w dziedzinie czasu – pomiary prądów polaryzacji i depolaryzacji PDC (polarisation and depolarisation currents), - spektroskopia dielektryczna w dziedzinie częstotliwości – pomiary pojemności elektrycznej C oraz współczynnika strat (tg) w zależności od częstotliwości FDS (frequency domain spectroscopy), - pomiar napięcia powrotnego RVM (recovery voltage measurements). Od kilku lat trwa progres w pracach nad udoskonalaniem tych metod, dzięki czemu dysponujemy coraz bardziej rozbudowaną aparaturą pomiarową [1, 6]. Celem niniejszej pracy jest dokonanie diagnozy układu izolacyjnego transformatora probierczego o długim okresie eksploatacji na podstawie analizy wyników pomiarów metodą napięcia powrotnego. Wyniki pomiaru zawilgocenia izolacji zostaną porównane z wynikami uzyskanymi za pomocą innych metod (Karla-Fischera, FDS).