В настоящее время в эксплуатации большое количество силовых трансформаторов, отработавших свой нормативный срок службы. В России в ближайшие годы по экономическим и техническим причинам не ожидается существенного обновления парка этих силовых трансформаторов. В связи с этим все более актуальной становится проблема продления сроков службы и оценка возможности дальнейшей эксплуатации такого электрооборудования.Решение о целесообразности и возможности продолжения эксплуатации силовых трансформаторов, отработавших свой нормативный срок службы, зависит, прежде всего, от состояния сердечника, обмоток и других элементов (вводы, устройства переключения ответвлений и др.).В последние годы в энергетике наметилась тенденция к последовательному переходу от системы планово-предупредительных ремонтов (ППР) к ремонтам по техническому состоянию электрооборудования.Указанный переход невозможен без оценки технического состояния  силовых трансформаторов с использованием средств диагностирования. Однако технические средства диагностирования, используемые в настоящее время, не позволяют точно оценить состояние элементов силового трансформатора. Поэтому нужна разработка новых средств и методов диагностирования каждого элемента силового трансформатора.Для оценки состояния элементов трансформатора широкое применение находят такие обследования, как инфракрасное, акустическое, вибрационное, однако на данный момент нормативов на эти виды обследований находятся в стадии разработки.Опыт эксплуатации силовых трансформаторов, проведение ППР без их предварительного оценивания себя не оправдывает, так как приводит к существенным материальным затратам. Поэтому для оценки состояния силовых трансформаторов необходимо использовать современные методы диагностирования.Условия, материалы и методы исследований. Для анализа надежности работы трансформаторов необходимо иметь представительную выборку эксплуатационных данных для однотипных трансформаторов в следующем виде: Распределение повреждений по основным элементам трансформаторов разных классов напряжений.Характеристики уровня повреждений.Частота повреждений в зависимости от срока службы трансформаторов.Причины и последствия повреждений.Данные об отклонениях от требований нормативно-технических документов, инструкций заводов-изготовителей, противоаварийных и эксплуатационных циркуляров [1].Анализ и обсуждение результатов исследования. На основе исследований и анализа 338 отказов, технических нарушений в силовых трансформаторах 110 кВ нами собран статистический материал в Среднем Поволжье, а результаты обработки представлены в табл. 1.Как следует из табл. 1, наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы – 23%, устройства РПН – 18%, обмотки – 12,7%, упуск трансформаторного масла – 22%, течь масла – 10 %, система охлаждения  - 5%.Ниже в табл. 2 приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по элементам в зависимости от продолжительности их эксплуатации.Как видно из табл. 2, повреждение обмоток имеет место у трансформаторов с любыми сроками эксплуатации, для РПН наибольшее число повреждений у трансформаторов со сроком эксплуатации 10-30 лет, для высоковольтных вводов после 10 лет эксплуатации.Наиболее тяжелым повреждением трансформатора является внутреннее короткое замыкание (КЗ). Указанные виды перенапряжений вызывают повреждения обмоток в 80 % случаев общего числа повреждения, высоковольтных вводов – 89%, РПН – 25% и прочих элементов – 36% .При этом наиболее тяжелое последствие имеет место при развитии таких дефектов, как:– снижение электрической прочности масляного канала высоковольтных герметичных вводов из-за отложения осадка на внутренней поверхности фарфора и на поверхности внутренней изоляции;– снижение электрической прочности бумажно-масляной изоляции высоковольтных негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения;– увлажнение, загрязнение и износ (старение) изоляции обмоток;– выгорание витковой изоляции и витков обмоток из-за длительного неотключения сквозного тока КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора;– ошибки монтажа, ремонта и эксплуатации [2].