Техническая диагностика энергетического оборудования, в частности, мощных силовых трансформаторов, занимает все более важное место в современной электроэнергетике Кыргызстана. Это продиктовано необходимостью продления срока службы и интервала времени безаварийной работы силовых трансформаторов. На протяжении последних лет в Кыргызской энергосистеме количество вновь вводимого силового электрооборудования неуклонно сокращается. Растет доля изношенного оборудования. Срок эксплуатации около 60% трансформаторного парка превысил нормативно установленный.
С увеличением сроков эксплуатации оборудования происходит дальнейшее ухудшение его технических показателей и возрастает риск выхода его из строя. Это, в свою очередь, снижает надежность как самого электрооборудования, так и энергосистемы в целом. По сути, износ оборудования электроэнергетического комплекса Кыргызстана является сегодня одной из ключевых проблем.
Техническая диагностика — это один из способов повышения надежности работы силового электрооборудования, которая позволяет получить объективную оценку его состояния. Однако она не способна отследить быстроразвивающиеся дефекты в отличие от функциональной диагностики (мониторинга), позволяющей наблюдать и прогнозировать развитие дефекта в реальном масштабе времени.
Для мониторинга наиболее ценными являются контролируемые параметры, монотонно изменяющиеся во времени, при этом измеренное значение параметра должно объективно характеризовать наличие развивающегося дефекта или его отсутствие.
Одним из методов функциональной диагностики является непрерывное измерение концентрации растворенных в масле газов с помощью твердотельных сенсоров. Основными газовыми компонентами, выделяющимися в масляную среду трансформатора, являются: водород (Н2); углеводороды: метан (СН4), ацетилен (С2Н2), этилен (С2Н4), этан (С2Н6); кислород (О2); оксиды углерода СО и СО2; азот (N2). Согласно известным данным, состав газа связан с появлением определенного вида дефекта (табл. 1).